Decentrale energievoorziening. onder lokaal beheer. wetenschappelijk-technisch en juridisch eindrapport

Decentrale energievoorziening onder lokaal beheer wetenschappelijk-technisch en juridisch eindrapport Studie in opdracht van IST – Instituut Samenleving en technologie

© 2009 door het Instituut Samenleving & Technologie (IST), Vlaams Parlement, 1011 Brussel Deze studie, met de daarin vervatte resultaten, conclusies en aanbevelingen, is eigendom van het IST. Bij gebruik van gegevens en resultaten uit deze studie wordt een correcte bronvermelding gevraagd. Het IST biedt dit rapport ongewijzigd aan zoals het geschreven werd door de uitvoerders van het onderzoek. De opinies, conclusies en aanbevelingen in dit rapport zijn die van de auteurs en binden het IST op geen enkele wijze. Voor informatie over het IST-standpunt over de behandelde onderwerpen, gelieve het IST te contacteren. Het IST heeft er nauwgezet op toegezien dat het onderzoek voldoet aan de heersende wetenschappelijke normen.

       

Decentrale  Energievoorziening  onder Lokaal Beheer  Eindrapport                 

Project in opdracht van VIWTA  Consortium K.U.Leuven ELECTA, TME, IMER en VUB 

Inhoudstafel    Inhoudstafel .................................................................................................................. 2   Inleiding......................................................................................................................... 7  1. 

2. 

Beschrijving en evolutie van het huidige elektriciteitsnet ................................... 8  1.1 

Historiek en ontwikkeling .......................................................................... 8 

1.2 

Van centrale naar verbruiker ..................................................................... 9 

1.3 

Beschrijving van het net voor België........................................................ 13 

1.4 

Liberalisering van de elektriciteitsmarkt ................................................. 17 

1.5 

De vrije elektriciteitsmarkt in Vlaanderen ............................................... 19 

1.5.1 

Bevoegdheden van de federale en gewestelijke overheden.............. 19 

1.5.2 

Regulatoren ......................................................................................... 19  

1.5.3 

Netbeheerders .................................................................................... 21  

1.5.4 

Producenten........................................................................................ 23  

1.5.5 

Leveranciers ........................................................................................ 24 

1.5.6 

Netgebruikers...................................................................................... 24 

1.5.7 

Elektriciteitsbeurs................................................................................ 24 

Beschrijving van het aardgasnet......................................................................... 25  2.1 

Geschiedenis van aardgas en aardgasnetwerk........................................ 25 

2.2 

State‐of‐the‐art ........................................................................................ 26  

2.2.1 

Productie ............................................................................................. 26  

2.2.2 

Van productie tot verbruiker: het aardgastransport .......................... 27 

2.3  2.3.1 

Liberalisering van de aardgasmarkt......................................................... 30  Regulator ............................................................................................. 30   2 

2.3.2 

Netbeheerders .................................................................................... 30  

2.3.4 

Leveranciers ........................................................................................ 31 

2.3.5 

Eindgebruikers..................................................................................... 31  

2.4  3. 

4. 

Roadmap .................................................................................................. 31  

Technologische evolutie: gedistribueerde bronnen........................................... 33  3.1 

DER‐technologie....................................................................................... 33  

3.2 

Gedistribueerde bronnen ........................................................................ 33  

3.3 

Opslageenheden ...................................................................................... 34  

3.4 

Naar een derde hervorming van ons energiesysteem?........................... 34 

3.5 

Voor –en nadelen..................................................................................... 35  

3.6 

Potentieel en uitdagingen........................................................................ 36 

Juridische aspecten............................................................................................. 37   4.1 

Inleiding.................................................................................................... 37  

4.2 

Algemeen kader van de bevoegdheidsverdeling inzake energie ............ 38 

4.3 

Bevoegdheidsverdeling en decentrale energievoorziening .................... 39 

4.4 

Het huidige juridisch kader en decentrale energievoorziening............... 42 

4.4.1 

Het Europese kader............................................................................. 42 

4.4.2 

Het federale kader............................................................................... 46 

4.4.3 Het  kader van het Vlaams gewest ............................................................ 56  4.5  Overzicht  belemmerende  factoren  vanuit  juridisch  oogpunt  voor  decentrale energievoorziening ............................................................................... 68  4.5.1 Leveringsvergunning.................................................................................. 68  4.5.2 

Directe lijnen ....................................................................................... 71  

4.5.4 

Netwerk............................................................................................... 71  

4.6 

Bevordering van milieuvriendelijke elektriciteitsopwekking................... 75  3 

4.6.1 

Algemene bemerkingen ...................................................................... 75 

4.6.2 

 Weigering aansluiting op het distributienetwerk .............................. 76 

4.6.3 

Beperking aansluitingskost op het distributienetwerk ....................... 76 

4.7  5. 

Conclusie .................................................................................................. 77  

Ontwikkelingscenario’s ....................................................................................... 78   5.1  5.1.1 

Hoofdscenario 1 – Een duurzame wooneenheid..................................... 78  Schets van de inhoud van dit scenario................................................ 78 

5.1.2  Bespreking  van  het  scenario  met  betrekking  tot  haalbaarheid  en  mogelijke belemmeringen .................................................................................. 79   5.1.3 

Interactie met de distributienetbeheerder......................................... 81 

5.1.4 

Mogelijke aandachtspunten................................................................ 81 

5.1.5 

Discussiepunten .................................................................................. 82 

5.2 

Hoofdscenario 2 – Netontwikkeling ........................................................ 85 

5.2.1 

Stap 1 – automatisering van het distributienet .................................. 85 

5.2.2 

Stap 2 ‐ van passieve naar actieve netten........................................... 88 

5.2.3 

Stap 3 ‐ Microgrids en autonome elektriciteitsnetten........................ 98 

5.3  Hoofdscenario  3  ‐  Plug‐in  elektrische  voertuigen:  de  DNB  als    vlootmanager? ...................................................................................................... 106   5.3.1 

Plug‐in hybride voertuigen................................................................ 106 

5.3.2 

Het opladen van PHEVs ..................................................................... 107 

5.3.3 

Verzwaring van het distributienet. ................................................... 107 

5.3.4 

Hernieuwbare bronnen en WKK ....................................................... 108 

5.3.5 

Vehicle‐to‐grid................................................................................... 108  

5.3.6 

Fiscaliteit............................................................................................ 109  

5.3.7 

Leasing van de batterijen .................................................................. 109 

4 

5.3.8  5.4 

6. 

Conclusie ........................................................................................... 109   Hoofdscenario 4 – waterstof in het aardgasnetwerk ............................ 110 

5.4.1 

Inleiding ............................................................................................. 110  

5.4.2 

State‐of‐the‐art ................................................................................. 110 

5.4.3 

Roadmap ........................................................................................... 111  

5.4.4 

Relevantie voor Vlaanderen.............................................................. 113 

Conclusie en beleidsadviezen voor energiesystemen ...................................... 116  6.1 

Algemeen advies .................................................................................... 117 

6.2 

Advies inzake technische‐reglementaire beperkingen.......................... 118 

6.3 

Juridisch‐economisch advies.................................................................. 119 

Bibliografie ................................................................................................................ 121   Appendix 1 – Bevoegdheid over productie van energie .......................................... 125  Appendix  2  –  Relevante  omschrijvingen  en  rubrieken  op  basis  van  bijlage  1  van  VLAREM  I  om  te  bepalen  welke  klasse  van  toepassing  is  naargelang  de  decentrale  productie‐installatie.................................................................................................. 127  Appendix 3 – Fotovoltaïsche systemen .................................................................... 133  Appendix 4 – Grootschalige windproductie ............................................................. 136  Appendix 5 – Kleinschalige windproductie............................................................... 140  Appendix 6 – Microturbines ..................................................................................... 145   Appendix 7 – Waterkracht ........................................................................................ 151   Appendix 8 – Brandstofcellen................................................................................... 154   Appendix 9 – Stirlingmotor ....................................................................................... 160   Appendix 10 – Biomassa ........................................................................................... 164   Appendix 11 – Batterijen .......................................................................................... 170   Appendix 12 – Supercondensatoren ........................................................................ 173 

5 

Appendix 13 – Kinetische energieopslag: vliegwielen.............................................. 178  Appendix 14 – CAES (Compressed Air Storage)........................................................ 181  Appendix 15 – SMES (Super Conducting Magnetic Energy Storage)........................ 183  Appendix 16 – Smart metering ................................................................................. 186   

6 

Inleiding  Het thema van deze studie ‘decentrale energievoorziening onder lokaal beheer’ is de  evolutie van onze lokale energievoorziening in de nabije toekomst waarbij er gezocht  wordt  naar  de  krijtlijnen  voor  een  set  van  toekomstbeelden  waardoor  een  aanzet  kan  gegeven  worden  naar  een  stappenplan  om  deze  doelstellingen  te  kunnen  realiseren.  De  resultaten  van  het  studiewerk,  gecombineerd  en  aangevuld  met  de  analyse van de bevindingen uit de panels, moeten een input vormen voor het beleid.  De  uitdaging  van  de  onderzoeksopdracht  bestaat  erin  om  het  takenpakket  van  de  distributienetbeheerders  zo  aan  te  sturen  dat  zij  zich  niet  langer  (dienen  te)  beperken tot het louter doorvoeren van elektriciteit. Een vergelijkbare denkpiste kan  worden  ontwikkeld  voor  aardgas,  of  op  termijn  misschien  zelfs  ook  waterstof,  of  eventueel biobrandstoffen.  Op  een  meer  overkoepelend,  algemeen  niveau  kunnen  de  resultaten  een  input  bieden  voor  een  maatschappelijk  debat  omtrent  de  sturing  van  de  toekomstige  elektriciteit‐  en  energievoorziening.  Dit  project  kan  dan  verkennend  een  theoretische  onderbouw  leveren  voor  een  meer  algemeen  debat  in  het  Vlaams  Parlement inzake de evolutie van de taak van distributienetbeheerder binnen de  samenleving. Deze studieopdracht wil dan ook een beter inzicht verschaffen in de  mogelijkheden  en  moeilijkheden  van  het  lokaal  beheren  van  decentrale  energievoorziening in een toekomstig energiesysteem.   In een eerste hoofdstuk wordt dan ook een uitgebreide bespreking gegeven van de  totstandkoming  van  het  elektriciteitsnet  in  België.  De  werking  en  ontwerp  van  het  huidige  elektriciteitssysteem  worden  beschreven  uit  het  standpunt  van  productie,  transport en consumptie. Daarnaast wordt ook een beeld geschetst van de toestand  van voor de vrijmaking van de elektriciteits‐ en gasmarkt. Deze achtergrond stelt der  lezer in staat zich de onderwerpen en problematiek die in de volgende hoofdstukken  aan bod komen te situeren en beter te kunnen begrijpen. In hoofdstuk 3 wordt een  introductie  gegeven  over  een  systeem  van  decentrale  energievoorziening.  Samen  met  de  appendices  krijgt  de  lezer  een  volledig  beeld  van  de  technologische  mogelijkheden  alsook  een  beeld  van  de  voordelen  en  nadelen  van  een  systeem  gebaseerd op gecentraliseerde energievoorziening.  Na  een  grondige  schets  van  het  complexe  juridisch‐regelgevende  kader  waar  deze  materie  zich  in  bevind  wordt  er  aan  de  hand  van  4  ontwikkelingsscenario’s  de  mogelijkheden  en  uitdagingen    van  gedecentraliseerde  energievoorziening  geïllustreerd.  Het  rapport  wordt  vervolgens  afgesloten  met  een  laatste  hoofdstuk  aangaande enkele beleidsadviezen. 

7 

 

1. Beschrijving en evolutie van het huidige elektriciteitsnet  Het elektriciteitsnet bestaat uit een groot aantal elementen. Elektriciteit is namelijk  in  de  natuur  niet  op  ontginbare  wijze  aanwezig  en  moet  steeds  vanuit  andere  energiebronnen geproduceerd worden, wat gebeurt in elektrische centrales. Dit zijn  de  toeleveringspunten  van  het  transportnet  en  we  zullen  zien  dat  hun  karakteristieken essentieel zijn om te begrijpen waarom het systeem geconcipieerd  is zoals het nu is. Na opwekking wordt energie via transformatoren naar een hogere  spanning  gebracht  zodat  ze  getransporteerd  kan  worden.    Vervolgens  wordt  de  energie  terug  naar  lagere  spanning  getransformeerd  en  verdeeld.  We  bespreken  hieronder  afzonderlijk  de  technologische  en  economische  evolutie  van  het  elektriciteitsnet zoals we het nu kennen. 

1.1

Historiek en ontwikkeling 

De eerste generatoren en distributiesystemen werkten met gelijkstroom. Soms werd  waterkracht  gebruikt,  doch    werd  al  snel  overgeschakeld  op  motoren  en  stoommachines  hoewel  men  in  het  buitenland  altijd  steeds  veel  waterkracht  gebruikt  heeft  om  elektriciteit  op  te  wekken.    De  gelijkstroom  werd  op  lokaal  vlak  geleverd  en  de  generator  zorgde  voor  de  stroom  van  een  reeks  verbruikers.    De  spanning was beperkt en de opslag van elektrische energie bij het uitvallen van de  generator  en  voor  het  afvlakken  van  piekverbruik  gebeurde  in  grote,  elektrochemische batterijen.  Dit was op zich geen probleem, daar er geen omzetting  nodig was tussen de batterij en het gelijkspanningsnet, maar deze batterijen waren  echter  zeer  groot  en  vroegen  heel  wat  onderhoud.  Hun  milieu‐impact  was  enorm:  grote  zalen  met  dampend  zwavelzuur  vormden  het  uitzicht  van  de  gemiddelde  distributiecabine op dat ogenblik.  Het is echter erg nadelig dat gelijkspanning zeer moeilijk kan omgezet worden naar  een hogere of een lagere waarde.  De transformator die bij wisselspanning op zeer  eenvoudige en verliesarme wijze verschillende spanningsniveaus met elkaar koppelt,  werkt  niet  bij  gelijkstroom.    Ook  is  het  onderbreken,  het  afschakelen  van  wisselstroom veel gemakkelijker dan van gelijkstroom.  De wisselspanning verdrong  zo de gelijkspanning.  De wisselspanning werd omwille van een beter gebruik van het  geleidermateriaal als driefasig  uitgevoerd.  Het was en is echter vandaag nog steeds  vrijwel  onmogelijk  om  elektrische  energie  onder  vorm  van  wisselstroom  te  stockeren.    Om verbruiksveranderingen uit te vlakken zodra het verbruik groter werd, ging men  over  naar  grotere  productie‐eenheden  die  via  hoogspanningslijnen  met  elkaar  verbonden  werden.    Uiteenlopende  groepen  verbruikers  (industrieel/residentieel,  geografisch gespreid) werden zo met elkaar verbonden, zodat het globale profiel van  de  afname meer  constant  of  minstens  globaal  voorspelbaar  werd.    Ter  plaatse  van  deze  verbruikers  werd  de  hoge  spanning  met  transformatoren  terug  omgezet  naar  een voor de verbruiker aangepaste spanningswaarde.    8 

Hoe groter het vermogen, des te hoger het spanningsniveau.  De aandrijving van de  generatoren  gebeurde  met  een  stoomturbine  en  als  energiebron  voor  het  maken  van  de  stoom  werd  steenkool  gebruikt.    Het  eenheidsvermogen  van  dergelijke  centrale  bedroeg  enkele  tientallen  MVA  (MegaVolt‐Ampère).    Door  grotere  eenheden te gebruiken, konden betere rendementen bekomen worden.  Om de betrouwbaarheid van elektrische energievoorziening te verhogen, werden de  netten sinds 1911 gekoppeld.  Reeds voor de tweede wereldoorlog (in de helft van  de jaren ‘30) werden de centrales gekoppeld met kabels op hoogspanning (36 kV) en  bovengrondse leidingen op 70 kV.  De CPTE (Coördinatie van Productie en Transport  van  Elektrische  Energie)  werd  opgericht  in  1937  om  de  onderlinge  levering  van  energie op nationaal vlak te regelen.  Alle producenten en verdelers van elektrische  energie  droegen  in  verhouding  jaarlijks  bij  in  de  kosten.    Vanaf  1951  werd  er  voor  samenwerking  op  Europees  vlak  de  UCPTE  opgericht  waarvan  België  een  van  de  voortrekkende leden was. Ondertussen werd als gevolg van de liberalisering de CPTE  in 2003 finaal ontbonden.  Na  de  tweede  wereldoorlog  werden  de  spanningsniveaus  in  het  hoogspanningsnet  stelselmatig  met  toenemend  vermogen  opgevoerd.    70  kV  werd  normaal,  waarna  150  kV  gebruikt  werd  voor  de  grote  koppelingen.    Na  een  beperkte  installatie  van  220  kV  in  het  zuidoosten  van  België  werd  in  de  jaren  ‘70  de  400  kV  als  hoogste  spanning ingevoerd voor de koppeling tussen de grote eenheden en de verbindingen  met  het  buitenland.  Gelijktijdig  hiermee  nam  het  eenheidsvermogen  van  de  centrales  toe  van  om  en  bij  de  120  MW  over  300  MW  naar  de  grootste  nucleaire  eenheden van grosso modo 1.000 MW.  Door  toenemende  concentratie  bleven  er  in  België  tegen  het  einde  van  de  jaren  1970 Ebes, Unerg en Intercom over als privébedrijven die elektriciteit produceerden  en verdeelden. Deze fuseerden in 1990 tot Electrabel. In de publieke sfeer fuseerden  de producenten zich tot SPE (1978). Het beheer van het hoogspanningsnet kwam in  handen  van  Gecoli  dat  in  1995  met  CPTE  fuseerde.  Hierin  participeerde  Elektrabel  voor 91.5% en SPE voor 8,5%.   

1.2

Van centrale naar verbruiker 

Bij het transport van elektriciteit moet de kwaliteit van de energielevering zo hoog  mogelijk zijn.  Tot voor kort was deze kwaliteit vooral verbonden met de grootte en  de  frequentie  van  de  geleverde  spanning  waarbij  beiden  zo  constant  mogelijk  moeten zijn.  Verder is de continuïteit van de energielevering essentieel.  Op dit vlak  zijn  in  het  geïntegreerde  West‐Europese  systeem  en  zeker  in  België  zeer  hoge  waarden bereikt over de laatste decennia.  We mogen er  hier heel even op wijzen  dat  de  laatste  grote  elektriciteitspanne  in  België  nu  meer  dan  25  jaar  terug  ligt  (4  augustus 1982).  De verliezen moeten zo laag mogelijk zijn en dit zowel bij vollast als bij deellast en  zelfs bij nullast. Zelfs bij heel laag verbruik moet nog altijd energie geleverd worden  om  een  aantal  systemen  te  voeden:  denk  bijvoorbeeld  aan  het  stand‐by  vermogen  9 

voor  klokradio’s  en  video’s  in  woningen,  soms  het  enige  verbruik  tijdens  de  nacht,  dat  toch  niet  zomaar  mag  uitgeschakeld  worden.  Vooral  in  de  beperkte  afhankelijkheid  van  de  verliezen  van  de  belasting  onderscheidt  elektrische  energie  zich in hoge mate van andere vormen van energieverdeling zoals stadsverwarming,  waarbij gelijke vollastverliezen de deellastverliezen veel hoger zijn.  Ook  moeten  de  globale  investeringen  voor  al  deze  eisen  binnen  economische  grenzen  blijven:  vanaf  een  zeker  ogenblik  worden  de  investeringen  voor  een  marginale verhoging van de betrouwbaarheid onverantwoord hoog.  Indien dan nog  een  hogere  betrouwbaarheid  vereist  is,  kan  worden  overgegaan  tot  lokale  opwekking  zoals  in  ziekenhuizen  met  noodstroomaggregaten  of  zogenaamde  ononderbreekbare voedingen (UPS: Uninterruptable Power Supply).  De generator van de centrale levert vermogen met een spanning van grosso modo  20  kV.    Bij  een  dergelijke  spanning  en  een  vermogen  van  bijvoorbeeld  een  kerncentrale van 1.000 MVA zou er in een driefasig systeem een stroom vloeien van  30  kA.    Een  dergelijke  stroom  laat  zich  niet  over  grote  afstanden  transporteren  zonder dat de spanningsval en de verliezen ontoelaatbaar hoog worden. De spanning  wordt  beperkt  door  het  isolatieniveau  en  de  stroom  door  de  toegelaten  stroomdichtheid.  Wanneer de stroomdichtheid in de gegeven geleider van een open  luchtleider of een kabel te groot wordt, warmt deze sterk op.  In geval van luchtlijnen  gaan deze te ver doorhangen en komen ze in de nabijheid van bijvoorbeeld bomen  die  onder  de  lijn  staan,  of  in  het  meest  extreme  geval  verliezen  de  lijndraden  hun  mechanische  eigenschappen.    Ondergrondse  kabels  krijgen  een  ontoelaatbare  belasting van de isolatie wat resulteert in een te snelle veroudering.    Onder  de  spanning  van  20  kV  aan  de  generatorklemmen  kunnen  onmogelijk  de  huidige grote vermogens getransporteerd worden.  In de praktijk wordt dit probleem  opgelost  door  met  een  transformator,  waarvan  we  het  werkingsprincipe  in  de  volgende paragraaf bespreken, de productiespanning omhoog te transformeren tot  een  transportspanning  van  bijvoorbeeld  400  kV.  Bij  een  spanning  van  400  kV  is  slechts  een  stroom  van  1.500  A  nodig  om  hetzelfde  vermogen  van  1.000  MVA  te  transporteren.  Het transport van energie onder hoge tot zeer hoge spanning brengt  niet alleen een belangrijke besparing aan geleidermateriaal met zich mee, maar laat  ook toe transportverliezen tot een minimum te reduceren en de spanningsdaling te  beperken.  Het spreekt vanzelf dat de kosten voor de installatie toenemen naarmate  de  spanning  hoger  wordt.    Daarom  gaat  men  bij  lage  vermogens  niet  echt  hoogspanningen gebruiken. 

10 

  Fig. 1 Hoogspanningslijn op 70 kV ca.1930 (bron Tractebel)   

Het hoogspanningskoppelnet zorgt  voor het transport van het vermogen bij 380 kV.   In België wordt het transport dus ook ondersteund door lijnen op 220 en 150 kV (zie  onder).       Dit hoogspanningsnet vervult in essentie 3 zeer belangrijke functies (Fig. 2):  11 

1. De  inter‐connectie  tussen  de  verschillende  centrales  laat  toe  dat  de  totale  reserve  aan  geïnstalleerd  vermogen  noodzakelijk  voor  het  verzekeren  van  de  elektriciteitsvoorziening in een bepaald gebied kleiner is dan in de situatie waar  elke  centrale  op  zichzelf  zou  aangewezen  zijn  voor  de  bevoorrading  van  een  welbepaald deel van dit gebied.  2. Het koppelnet verzorgt de transportfunctie en des te meer naarmate in bepaalde  gebieden  een  onevenwicht  heerst  tussen  de  vraag  naar  en  het  aanbod  van  elektrische energie.  3. Het  koppelnet  zorgt  voor  de  verbinding  met  het  buitenland  zodat  elektrische  energie  kan  in‐,  uit‐  en  doorgevoerd  worden.  Deze  functie  zal  in  de  toekomst  wellicht  omwille  van  de  geliberaliseerde  elektriciteitsmarkt  nog  toenemen.    Er  dient  benadrukt  te  worden  dat  het  net  hiertoe  nooit  ontworpen  is  en  dat  om  effectieve  vrije  handel  mogelijk  te  maken  grote  investeringen  in  lijnen  onvermijdbaar zullen zijn.   

ZHS

centrale

ZHS

380 kV transformator HS

centrale

220 kV

transformator

HS

transformatorstation transformator HS transformatorstation transformator

MS

MS

ZHS

buitenlands t HS

MS

<30 kV LS

distributiecabine

400V

transformator

LS

    

Fig. 2 Schematische voorstelling van het Belgische elektriciteitssysteem 

 

12 

platteland

Transformatorstation openbare distributie

Hoogspanning Groot transformatorstation

laagspanning stad

Transformatorstation openbare distributie

ondergrondse leidingen

laagspanning

  Fig. 3 Elektriciteitsdistributie in de praktijk 

  Links op Fig. 3 komt een hoogspanningslijn toe met 2 driefasige draadstellen.  In een  eerste transformatorstation wordt het spanningsniveau verlaagd tot bijvoorbeeld 30  kV  of  lager.  Van  daaruit  wordt  de  energie  langs  drie  fasen  via  luchtlijnen  of  ondergrondse  kabels  verdeeld  naar  een  aantal  transformatorstations  van  de  openbare distributie of rechtstreeks naar de transformator van de grote industriële  klanten of in grote gebouwen (tertiaire sector). De openbare distributie verdeelt de  energie  dan  verder  op  laagspanning  (230/400  V)  naar  de  verschillende  gebruikers  (huishoudelijke  klanten,  ambachtelijke  toepassingen),  terwijl  de  rechtstreekse  klanten zelf de elektriciteitsverdeling op hun terrein verzorgen. 

1.3

Beschrijving van het net voor België 

In  België  vormt  het  hoogspanningsnet  op  380  kV  de  basis  van  het  transport  van  elektrische  energie.    Uit  dit  historisch  overzicht  blijkt  echter  dat  het  elektrisch  systeem  stelselmatig  gegroeid  is  en  meer  en  meer  eng  gekoppeld  werd.    De  doelfuncties  transport  en  levering  zijn  niet  altijd  eenvoudig van  elkaar  te  scheiden.   Het  150  kV‐net  heeft  in  eerste  instantie  ingestaan  voor  het  transport  van  het  voor  dat  ogenblik  grote  hoeveelheden  energie.    Nu  is  het  eerder  een  spanning  die  gebruikt zou worden voor de levering aan grote klanten.  Toch loopt het 150 kV‐net  over grote trajecten parallel met het zwaardere 400 kV‐net en ondersteunt het dit.   Dit heeft onder andere als impact dat als er zich een probleem voordoet op een net,  dit  de  stromen  in  het  andere  net  sterk  verstoort.    Hierin  verschilt  bijvoorbeeld  het  Belgische  net  van  het  Nederlandse,  waar  de  lokale  productie  en  distributie  steeds  sterk  met  elkaar  gekoppeld  zijn  en  de  interconnecties  tussen  de  verschillende  eilanden in Nederland uitgevoerd worden door het 220 en 400 kV‐net.  De functies  13 

transportnet  en  lokale  distributie  zijn  er  uit  historisch  oogpunt  van  elkaar  gescheiden.  De verantwoordelijkheden weerspiegelen dit ook.  Elia staat in voor alle  elektriciteitstransport hoger dan 26 kV, terwijl de taak van het Nederlandse Tennet  stopt  bij  220  kV  inclusief  (sinds  begin  2008  beheert  TenneT  echter  ook  de  150  kV  netten in Nederland).  Grosso modo kan er een achtvorm in het hoogspanningsnet herkend worden (Fig. 4  en 5) , waarbij er een aantal verbindingen met het buitenland voorhanden zijn.  Er  zijn twee verbindingen met Nederland, met name een naar Maasbracht en een naar  Geertruidenberg  en  twee  in  Frankrijk  een  naar  Avelin  en  een  naar  Mazur.    Een  driefasig systeem op 380 kV heeft een transportcapaciteit van 1.350 MVA.   De  150  en  70  kV‐lijnen  verzekeren  het  vervoer  van  elektrische  energie  tussen  de  centrales  en  de  distributienetten  of  naar  belangrijke  industriële  centra  die  eraan  verbonden zijn via een onderstation.  Van oorsprong was het 150 kV‐net echter een  transportnet, en nu nog altijd vormt het een ondersteuning van het 380 kV‐net.  De  70  kV  en  lijnen  op  lagere  spanning  tot  grosso  modo  30  kV  zorgen  voor  de  verdere  verdeling  van  energie  naar  de  verbruikerspunten  toe.    Het  globale  net  bestaat  uit  openluchtlijnen met spanningen van 30 tot 380 kV en een gezamenlijke lengte van  5.627  km  enerzijds  en  uit  ondergrondse  kabels  met  spanningen  tot  150  kV  en  een  globale  lengte  van  2.500  km  anderzijds.    Het  volledige  systeem  is  van  op  afstand  bediend,  en  meestal  zijn  er  voor  de  voeding  van  een  bepaald  punt  verschillende  parallelle wegen. 

14 

  Fig. 4 Lijnen op zeer hoge spanning in België   

  Fig. 5 Belgisch hoogspanningsnet (Bron UCTE) 

 

15 

Vervolgens komt men in het net het primair verdeelnet tegen.  In het eenvoudigste  geval  gaan  de  verschillende  voedingslijnen  radiaal  van  de  schakelpost  naar  de  onderstations,  de  distributiecabines  (Fig.  6).    Dit  heeft  echter  het  nadeel  dat  wanneer  zich  een  defect  voordoet  in  een  onderstation  of  in  een  voedende  leiding,  het  secundaire  verdeelnet  dat  op  een  betrokken  onderstation  aangesloten  is  geen  toevoer van vermogen meer heeft.  Daarom is het beter de onderstations onderling  door een ringleiding op middenspanning te verbinden, zodat elke transformator die  het  middenspanningsnet  met  het  laagspanningsnet  verbindt,  vanuit  twee  punten  kan  gevoed  worden  (Fig.  7).    Normaal  blijft  in  de  ringleiding  een  punt  open.    De  onderstations zijn met automatische schakelaars uitgerust met lokale bediening aan  de  cel.    Bij  grotere  onderstations  wordt  afstandsbediening  vanuit  het  centrale  schakelhuis voorzien.  G

6...15kV

T 150 kV HS SCHAKELPOST HS NET(vermaasd) 150/10 kV MS SCHAKELPOST primair verdeelnet (radiaal of open ring) 10000/220 V ONDERSTATION secundair verdeelnet (radiaal)

 

Fig. 6 Radiaal net voor verdeling 

220 V B1

150 kV

B2

A 10 kV

B3

B5 B4 Fig. 7 Distributienet 

 

16 

 

Het  secundaire  verdeelnet  heeft  meestal  dus  4  geleiders  met  name  de  nulgeleider  die erbij gevoegd wordt.  Op deze manier krijgt men 2 werkspanningen: 230 V voor  de aansluiting van eenfasige gebruikers en 400 V voor de aansluiting van driefasige  gebruikers.  In bepaalde wijken en steden bestaat nog het oudere systeem waarbij er  een keuze is tussen 127 V en 230 V. De belasting in dit laagspanningsnet is minder  evenwichtig verdeeld over de fasen, zodat een nulgeleider ook daarom noodzakelijk  is.  Bemerk dat er in de distributienetten historisch gezien geen generatoren aanwezig  zijn. Door de opkomst van de gedistribueerde bronnen verandert dit echter snel, wat  het  karakter  van  de  netuitbating  grondig  wijzigt.  In  deze  periode  was  de  voornaamste  wetgeving  van  deze  sector  opgenomen  in  de  wet  op  de  elektriciteitsvoorziening van 10 maart 19251 en haar uitvoeringsbesluiten.   

1.4

Liberalisering van de elektriciteitsmarkt 

Vroeger  was  het  globale  systeem  verticaal  geïntegreerd  wat  wil  zeggen  dat  de  productie  het  transport,  de  distributie  en  de  verkoop  van  elektrische  energie  in  de  handen  was  van  één  instantie  en  de  optimalisatie  van  het  globale  systeem  werd  bekomen rekening houdende met alle elementen (Fig. 8).   

Opwekking

Transport

Distributie

Gebruiker

Fig. 8 Klassiek, verticaal geïntegreerd elektriciteitssysteem 

 

                                                        1

 B.S. 25 april 1925.  

17 

Door de afkondiging van een Europese richtlijn in 1996 (96/92/EG) werden de eerste  stappen gezet met het oog op de vrijmaking van de nationale elektriciteitsmarkten.  Door deze vrijmaking beoogde men deze elektriciteitsmarkten open te stellen voor  alle binnenlandse en buitenlandse bedrijven, wat de efficiëntie en de competitiviteit  ten  goede  zou  moeten  komen.  Deze  richtlijn  is  begin  deze  eeuw  geïmplementeerd  door de verschillende lidstaten. De tweede richtlijn van 2003 (2003/54/EG) ging nog  verder  en  vereiste  een  juridische  ontbundeling  van  de  elektriciteitssector  waarbij  productie,  transport,  distributie  en  levering  onafhankelijk  van  elkaar  dienen  te  functioneren. Daarnaast voorziet deze richtlijn ondermeer dat  ten laatste op 1 juli  2007 elke verbruiker vrij zijn elektriciteitsleverancier zou moeten kunnen kiezen (Fig.  9).  Investeringen in transport en distributie hebben echter een zeer lange gebruiksduur  en  afschrijvingstermijn. Hoogspanningslijnen  met  een  levensduur  van vijftig  jaar  en  meer zijn geen uitzondering. In het klassieke, geïntegreerde systeem waar zekerheid  van  de  levering  voorop  stond,  was  een  zekere  overinvestering  vanuit  economisch  oogpunt  met  het  oog  op  de  verhoging  van  de  bedrijfszekerheid  dikwijls  merkbaar.  Investeringen  met  een  dergelijk  lange  levensduur  in  een  vrije  markt  met  een  natuurlijk  monopolie  voor  transport  en  distributie  zijn  niet  evident  en  vragen  dus  een stabiel reguleringskader. 

GenCo

GenCo

GenCo

TransCo Gereguleerd DistCo

DistCo

Distco

Levering 

Levering 

Levering  

Fig. 9 Elektriciteitssysteem na ontbundeling 

18 

    1.5 

De vrije elektriciteitsmarkt in Vlaanderen 

Sinds  1  juli  2003  is  de  Vlaamse  elektriciteitsmarkt  vrij,  zodat  bedrijven  en  particulieren  hun  elektriciteitsleverancier  kunnen  kiezen.  Er  is  nu  concurrentie  tussen  verschillende  leveranciers,  met  de  bedoeling  hen  aan  te  zetten  tot  het  aanbieden van goede dienstverlening en scherpe prijzen om klanten aan te trekken.  Omdat  de  sector  vrij  complex  geworden  is  door  de  vrijmaking,  wordt  hier  een  overzicht gegeven van de verschillende spelers in de elektriciteitsmarkt.  1.5.1 Bevoegdheden van de federale en gewestelijke overheden  In België zijn de bevoegdheden betreffende de elektriciteitsmarkt verdeeld tussen de  federale overheid en de gewesten. De federale overheid is ondermeer bevoegd voor  tarieven van elektriciteit, het hoogspanningsnet met een spanning van meer dan 70  kV, productie van elektriciteit en kernenergie. De gewesten zijn ondermeer bevoegd  voor  distributie  van  elektriciteit  via  netten  met  een  spanning  van  70  kV  of  minder,  hernieuwbare energie, warmtekrachtkoppeling en rationeel energiegebruik.  1.5.2 Regulatoren  Om  de  werking  van  de  elektriciteitsmarkt  eerlijk  en  efficiënt  te  laten  verlopen,  werden  reguleringsinstanties  of  regulatoren  opgericht.  Er  is  een  regulator  voor  elk  bevoegdheidsdomein:  één  regulator  voor  het  federale  niveau  en  drie  regulatoren  voor de gewesten. De regulatoren zien toe op de werking van de elektriciteitsmarkt.  Zij  staan  ook  in  voor  het  uitreiken  van  leveringsvergunningen,  de  erkenning  van  nieuwe  productie‐installaties  en  het  beheer  van  het  systeem  van  groenestroomcertificaten,  etc.  De  gasmarkt,  het  tweede  werkterrein  van  de  regulatoren, wordt hier niet besproken.   

 

 

    De  CREG  (Commissie  voor  de  Regulering  van  de  Elektriciteit  en  het  Gas)  is  de  regulator voor de federale bevoegdheden. De CREG treedt op als raadgever voor de 

19 

overheid en controleert en ziet toe op de toepassing van wetten en reglementen. De  taken van de CREG zijn ondermeer:  − toezien  op  de  onafhankelijkheid  en  onpartijdigheid  van  de  transmissienetbeheerder,  − toezien op naleving van de voorwaarden van vergunningen,  − toezien op de toepassing van het technisch reglement voor het beheer van en de  toegang tot het transmissienet,  − toezien  op  de  uitvoering  van  de  geplande  ontwikkeling  van  het  transmissienet  door de transmissienetbeheerder,  − toezien  op  de  uitvoering  van  de  openbare‐dienstverplichtingen  die  opgelegd  worden aan de producenten, tussenpersonen en netbeheerders,  − controleren  van  de  boekhouding  van  de  ondernemingen  van  de  elektriciteitssector,  − behandelen  van  vergunningsaanvragen  voor  nieuwe  installaties  voor  productie  en het transport van elektriciteit,  − jaarlijks  goedkeuren  van  de  tarieven  voor  de  aansluiting  op  en  het  gebruik  van  het  transmissienet  en  de  tarieven  van  de  ondersteunende  diensten  die  de  transmissienetbeheerder levert.  De  VREG  (Vlaamse  Reguleringsinstantie  voor  de  Elektriciteits‐  en  Gasmarkt)  is  de  regulator  voor  het  Vlaamse  Gewest.  De  VREG  stelt  de  beheerders  van  de  distributienetten  aan  en  reikt  leveringsvergunningen  uit  aan  de  leveranciers.  Een  leveringsvergunning wordt enkel toegekend indien de leveranciers kunnen bewijzen  dat ze technisch en financieel in staat zijn om elektriciteit te verhandelen. Daarnaast  geeft de VREG adviezen aan de Vlaamse overheid om de organisatie en de werking  van de energiemarkt te verbeteren.  De  VREG  beheert  het  technisch  reglement  voor  de  toegang  tot  en  het  beheer  van  het distributienet. Ze behandelt geschillen die betrekking hebben op de toegang tot  het  distributienet,  de  toepassing  van  de  gedragscode  en  het  technisch  reglement.  Daarnaast  heeft  de  VREG  een  controlefunctie.  Ze  ziet  toe  op  de  naleving  van  de  wettelijke  verplichtingen  door  de  netbeheerders  en  leveranciers.  Voorbeelden  hiervan  zijn  de  openbare  dienstverplichtingen,  zoals  het  gratis  leveren  van  een  hoeveelheid energie, het inleveren van groenestroomcertificaten en het leveren van  energie in geval van nood, etc.  De  regulator  voor  het  Waalse  Gewest  is  de  CWAPE:  Commission  wallonne  pour  l'Energie.  De  regulator  voor  het  Brussels  Hoofdstedelijk  Gewest  is  het  BRUGEL  (vroeger BIM) : Bruxelles Gaz Electricité.       

20 

1.5.3 Netbeheerders  De netbeheerders staan in voor de uitbating, het onderhoud en ontwikkeling van het  deel  van  het  elektriciteitsnet  waar  ze  eigenaar  van  zijn.  Omdat  er  in  principe  maar  één  elektriciteitsnet  is,  hebben  de  netbeheerders  een  monopoliepositie.  Deze  netbeheerders  zijn  onafhankelijk  van  de  producenten  en  de  leveranciers  van  elektriciteit.  Er  is  één  beheerder  voor  het  hoogspanningsnet.  Omdat  er  veel  distributienetten zijn, zijn er verschillende distributienetbeheerders.  Door  de  vrijmaking  van  de  elektriciteitsmarkt  kwam  er  een  verplichte  scheiding  tussen het netbeheer enerzijds en de verkoop en productie van stroom anderzijds.  Om dit te realiseren werd het netbeheer van 30 kV tot 380 kV van Electrabel en CPTE  in  één  organisatie  samengebracht.  Op  28  juni  2001  werd  deze  organisatie  de  onafhankelijke naamloze vennootschap Elia.  Elia is de beheerder van het Belgische transmissienet of hoogspanningsnet. Via het  hoogspanningsnet  wordt  elektrische  energie vervoerd  van  de  producenten  naar de  distributienetten  en  de  industriële  grootverbruikers.  Elia  bezit  alle  Belgische  netinfrastructuur van 150 tot 380 kV en ongeveer 94% van het distributienet van 30  tot  70  kV.  Het  Belgische  hoogspanningsnet  is  ook  een  essentiële  verbinding  tussen  Frankrijk en Noord‐Europa. 

De kernactiviteiten van Elia zijn:  − onderhoud  en  ontwikkeling  van  het  net  en  de  aansluiting  van  elektrische  installaties op het net,  − verlenen van toegang tot het net,  − levering van alle diensten voor de transmissie van elektriciteit,  − waken over de goede werking van het net,  − beheer van het evenwicht tussen verbruik en productie van elektriciteit,  − initiatieven nemen om de werking van de elektriciteitsmarkt te verbeteren.  De financiële structuur van Elia wordt verduidelijkt in Fig. 10. Zoals men kan zien zijn  aandelen van Elia vrij beschikbaar op de beurs maar is de meerderheid van de groep  eigendom  van  private  ondernemingen  zoals  Elektrabel,  Publi‐T  (gemeentelijke  holding  voor  Belgische  transportnetbeheer)  en  Publipart  (juridische  opvolger  van  SPE). Publi‐T heeft als opdracht het beheer van het aandeel van de Belgische lokale  overheden  in  Elia,  de  nationale  beheerder  van  het  transportnet  voor  elektriciteit,  alsook  de  regionale  beheerder  van  sommige  distributienetten.  Publi‐T  waakt  als  strategische  aandeelhouder  permanent  over  de  belangen  van  de  gemeentelijke  sector in dit marktsegment.  21 

  Fig. 10  Financiële structuur van Elia (www.elia.be) 

De  distributienetbeheerders  zorgen  voor  de  uitbating,  het  onderhoud  en  de  ontwikkeling  van  de  netten  op  lagere  spanningen  (meestal  15  kV  en  lager).  Ze  vervoeren op vraag van de leveranciers de energie tot bij de gebruikers die op het  distributienet  zijn  aangesloten.  De  distributienetbeheerders  vallen  onder  de  bevoegdheid  van  de  diverse  gewesten.  De taken  van  de  distributienetbeheerders  zijn:  − aanleg en dagelijkse exploitatie van de distributienetten,  − nieuwe  aansluitingen  maken,  bestaande  aansluitingen  aanpassen,  meters  plaatsen,  − oplossen van storingen en defecten,  − meterstanden opnemen en verbruiksgegevens beheren,  − budgetmeters  plaatsen  bij  huishoudelijke  klanten  die  hun  energierekening  niet  kunnen betalen,  − rationeel energiegebruik stimuleren,  − beheer van het register met de technische gegevens van elke aansluiting en de  administratieve gegevens van elke klant.  In  Vlaanderen  zijn  de  distributienetbeheerders verdeeld  in drie  groepen.  De  eerste  groep  bestaat  uit  de  gemengde  distributienetbeheerders:  Gaselwest,  Igao,  Imea,  Imewo,  Intergem,  Iveka,  Iverlek  en  Sibelgas.  Dit  zijn  de  gemengde  intercommunales: gemeenten die vroeger samenwerkten met Electrabel.   De  uitbatingstaken  die  vroeger  door  Electrabel  werden  uitgevoerd,  worden  nu  uitgevoerd door Eandis. 

22 

         

   

 

 

 

 

 

In 2002 werd Indexis opgericht door de gemengde distributienetbeheerders. Indexis  heeft als taak de stand van de elektriciteitsmeter van de klanten te verzamelen, te  verwerken en door te sturen naar leveranciers en netbeheerders. Indexis heeft een  Vlaamse, een Waalse en een Brusselse afdeling. De Vlaamse afdeling werd op 1 april  2006 een onderdeel van Eandis en werkt nu onder deze naam.  De  tweede  groep  distributienetbeheerders  bestaat  uit  drie  zuivere  intercommunales:  Iveg,  Interelectra  en  WVEM.  Deze  netbeheerders  werken  samen  en hebben voor de uitbating van hun distributienetten (en andere infrastructuur) het  bedrijf Infrax opgericht. 

 

   

 

Een derde groep van netbeheerders voert hun operaties nog steeds zelfstandig uit:  DNB Brussels Airport, AGEM, PBE, Elia en het Gemeentelijk Havenbedrijf Antwerpen.  

  1.5.4 Producenten  Producenten  van  elektriciteit  bezitten  productiecapaciteit  waarmee  ze  energiebronnen,  zoals  gas,  steenkool,  stookolie,  biomassa,  uranium,  wind,  zonlicht  en  waterkracht,  omzetten  in  elektrische  energie.  Deze  energie  wordt  verkocht  aan  leveranciers,  die  de  energie  verkopen  aan  de  gebruikers.  Producenten  van  hernieuwbare  energie  (groene  stroom)  en  producenten  met  installaties  voor  warmtekrachtkoppeling (WKK) ontvangen groenestroom ‐of WKK‐certificaten die ze  kunnen verkopen aan leveranciers. 

23 

1.5.5 Leveranciers  Leveranciers  kopen  elektrische  energie  bij  producenten  en  verkopen  deze  aan  de  eindverbruikers.  Leveranciers  moeten  een  leveringsvergunning  hebben.  Ze  gebruiken het net en betalen daar voor. Ook zijn ze verplicht om in verhouding tot  hun  verkoop  een  aantal  groenestroomcertificaten  bij  de  regulatoren  in  te  leveren.  Deze  certificaten  ontvangen  ze  als  ze  zelf  groene  stroom  (hernieuwbare  energie)  produceren. Als de eigen productie van groene stroom niet volstaat om het nodige  aantal  certificaten  te  bereiken,  kunnen  ze  certificaten  kopen  van  producenten  van  groene  stroom.  Voorbeelden  van  leveranciers  zijn  Electrabel,  Nuon,  Ecopower,  SPE  (levert stroom onder de merknaam Luminus) en Essent.  1.5.6 Netgebruikers  De  installaties  die  op  het  net  zijn  aangesloten,  kunnen  worden  ingedeeld  in  productie‐  en  verbruiksinstallaties.  De  meeste  verbruikers  zijn  aangesloten  op  de  laagspanningsnetten  van  de  distributienetbeheerders.  Grote  verbruikers  en/of  producenten  zijn  rechtstreeks  aangesloten  op  het  hoogspanningsnet.  Voor  elke  installatie  die  op  het  net  wordt  aangesloten,  wordt  een  aansluitingscontract  afgesloten.  De  eigenlijke  toegang  tot  het  net  wordt  geregeld  door  het  toegangscontract.  1.5.7 Elektriciteitsbeurs  De opening van verschillende elektriciteitsbeurzen in Europa zijn het directe gevolg  van het liberaliseringproces. Als men immers meer concurrentie op de markt wil met  verschillende  participanten  moeten  deze  immers  ook  in  staat  zijn  elektriciteit  te  verhandelen. Een liquide spot market speelt hier een belangrijke factor.  In België is de Belpex, een korte termijngesticht in 2005 door Elia en deze bezit hierin  een  participatie  van  70%.  De  Nederlandse  distributiebeheerder  (TenneT)  en  de  Nederlandse (APX) en Franse energiebeurs (Powernext) hebben elk een aandeel van  10%. Belpex faciliteert de handel in elektriciteit voor de Belgische hub via een day‐ ahead  markt,  een  continue  day‐ahead  markt  en  een  continue  intraday  markt.  De  day‐ahead  markt  is  veruit  het  belangrijkste  segment  waarin  participanten  posities  kunnen innemen voor de volgende dag. Deze is ook gekoppeld met de Franse en de  Nederlandse elektriciteitsbeurzen. 

   

24 

  2. Beschrijving van het aardgasnet  Aardgas,  in  tegenstelling  tot  elektriciteit,  komt  vrij  voor  in  de  natuur  en  dient  derhalve  te  worden  ontgonnen.  Gezien  de  relatieve  concentratie  van  de  aardgaswingebieden,  op  veelal  afgelegen  locaties,  moet  het  aardgas  tot  bij  de  consument worden gebracht via een hele transportketen. De uiteindelijke nationale  distributie  gebeurt  vervolgens  via  een  aangepast  en  onderscheiden  netwerk.  De  eindgebruiker  kan  het  aardgas  zowel  als  brandstof  (energieopwekking)  of  als  grondstof (koolwaterstoffenketens) gebruiken. 

2.1 

Geschiedenis van aardgas en aardgasnetwerk 

De  verbranding  van  gas  is  sinds  duizenden  jaren  een  gekend  verschijnsel,  zowel  in  klein‐Azië  als  bij  de  Grieken  en  de  Romeinen.  De  vlam  heeft  onder  meer  een  belangrijke  rol  gespeeld  in  de  filosofische  evolutie  van  deze  volkeren,  wegens  haar  geheimzinnig ontstaan “in de schoot van de aarde”. Het meest bekende voorbeeld in  de  Westerse  wereld  is  de  vlam  op  de  Parnassusberg,  waar  een  tempel  werd  gebouwd ter ere van deze heilige vlam. Een priesteres (beter bekend als het Orakel  van Delphi) deed er voorspellingen die haar werden ingegeven door de vlam.  Rond  500  voor  Christus  vonden  de  Chinezen  voor  het  eerst  een  praktische  toepassing.  Ze  maakten  ruwe  pijpleidingen  uit  bamboescheuten  om  het  gas  te  vervoeren van de plaatsen waar het gas uit de grond sijpelde naar hun huizen. Daar  kookten ze zeewater om drinkbaar water te bekomen.  Engeland was het eerste land dat het gebruik van gas commercialiseerde. Rond 1785  werd gas, geproduceerd uit steenkool, gebruikt om huizen en straten te verlichten.  In België was de geleerde Jean‐Pierre Minckelers een pionier in het gebruik van gas.  Hij  publiceerde  in  1784  zijn  werk,  getiteld  “Mémoire  sur  l’air  inflammable  tiré  de  différentes substances”. Daarin staat te lezen dat hij op 1 oktober 1783, na steenkool  in  een  geweerloop  gestopt  te  hebben,  een  zeer  prompt  brandbare  lucht  verkreeg.  Op 21 november 1783 liet hij de eerste met steenkoolgas gevulde ballon opstijgen in  het park van het Arenbergkasteel in Heverlee en op 1 oktober 1784 gaf hij voor het  eerst  een  demonstratie  van  gasverlichting  in  zijn  collegezaal  aan  de  Leuvense  universiteit, een experiment dat hij ieder jaar voor zijn studenten overdeed. Brussel  kreeg  in  1818  als  eerste  stad  op  het  Europese  vasteland  de  beschikking  over  een  fabriek om er een bedrijf voor stadsverlichting mee te voeden. In de eerste helft van  de 19de eeuw kwam gasverlichting op in West‐Europa en Noord‐Amerika.  Tegen het einde van de 19de eeuw zorgde de opkomst van de elektrische verlichting  ervoor dat gasproducenten andere toepassingen moesten zoeken om te overleven.  Een belangrijke uitvinding was de bunsenbrander in 1885. Dit apparaat mengde gas  en  lucht in de  juiste  proporties  en zorgde  voor  een  vlam  die  veilig  genoeg  was  om  ermee  te  koken  en  te  verwarmen.  De  uitvinding  van  temperatuurregelende 

25 

thermosstatische toestellen liet een beter gebruik van de warmtemogelijkheden van  het gas toe.   Het tot dan toe gebruikte gas werd in steenkoolfabrieken aangemaakt en bestond uit  kolengas  (CH4,  C2H6,  H2  en  CO)  en/of  watergas  (voornamelijk  H2  en  CO).  Dit  “kunstmatig” gas werd ook wel stadsgas genoemd omdat het vooral gebruikt werd  voor  stadsverlichting.  De  ontdekking  van  grote,  natuurlijke  gasvelden  zorgde  in  de  jaren ’50 en ’60 voor een overschakeling op “natuurlijk” gas of aardgas (“natural gas”  in het Engels).  Na  de  Tweede  Wereldoorlog  zorgden  nieuwe  lastechnieken  en  een  sterke  vooruitgang  in  de  metallurgie  voor  de  constructie  van  hoogdrukpijpleidingen.  Er  ontstond een echte “boom” in de constructie van pijpleidingen na de invoering van  aardgas  in  de  tweede  helft  van  de  jaren  ‘60.  Ook  de  industrie  begon  aardgas  i.p.v.  stadsgas  te  gebruiken  bij  het  vervaardigen  van  producten  en  bij  de  productie  van  elektriciteit. Aardgas werd een steeds populairdere energiebron en tot op de dag van  vandaag blijft de vraag naar aardgas groeien234. 

2.2 

State­of­the­art 

2.2.1  Productie  Het  aardgas  dat  men  nu  gebruikt  is  ongeveer  600  miljoen  jaar  geleden  uit  plantaardige  en  dierlijke  resten  ontstaan.  Aardgas  komt  voor  in  twee  soorten:  nat  aardgas  (steeds  in  combinatie  met  aardolie)  en  droog  aardgas  (in  afzonderlijke  vindplaatsen).  Het  natte  aardgas  is  ontstaan  uit  overblijfselen  van  zeewier  en  plankton  die  na  enkele duizenden jaren in een organisch materiaal omgezet werden. Onder invloed  van de hoge druk en de inwerking van bacteriën heeft dit materiaal zich ontwikkeld  tot “bitumen”. Naarmate deze bitumen bedekt werden met andere materialen en de  druk en de temperatuur erin bleven oplopen, begon zich stilaan aardolie te vormen.  Slechts op de plaatsen waar de druk en de temperatuur zeer hoog konden oplopen,  werd  uiteindelijk  aardgas  gevormd  (opgelost  in  de  aardolie  of  als  gaskap).  Het  aardgas uit de Noordzee is van dit type.  Het  droge  aardgas  daarentegen  is  op  het  land  uit  plantenresten  ontstaan.  Vooral  tijdens  het  karboon,  toen  de  aarde  met  immense  oerwouden  bedekt  was,  werden  zeer grote hoeveelheden plantaardig afval (bladeren, takken, hout, …) op de grond  opgestapeld. Naarmate deze plantaardige lagen bedekt werden, liep de druk en de  temperatuur zo hoog op dat ze begonnen te verkolen. Op deze manier werden turf,  bruinkool en steenkool gevormd.                                                           2

 KVBG, 1877‐1977, Weissenbruch n.v. (Drukker des Konings), Brussel, 1977.  NaturalGas.org, History, http://www.naturalgas.org/overview/history.asp.  4   Historischcentrumoverrijsel.nl,  Inventaris  van  het  archief  van  de  gasfabriek  ,http://www.historischcentrumoverijssel.nl/zwolle /inventarissen/gasfabriek/da006a.htm. 3

26 

Bij  deze  verkoling  kwamen  ook  gassen  (vooral  methaan)  vrij.  Dit  methaangas,  het  belangrijkste bestanddeel van aardgas, stapelde zich in de omringende lagen poreus  gesteente op tot gasbellen. Het Nederlandse aardgas uit Slochteren is van het droge  type.  Tabel 1 geeft een overzicht van de belangrijkste soorten aardgas, hun samenstelling  en  karakteristieken.  De  belangrijkste  producenten  voor  de  bevoorrading  van  de  Belgische markt zijn Nederland, Noorwegen en Algerije en Qatar. 

Stadsgas 

Verrijkt  Slochteren  (Poppel) 

Noordzee   (’s Graven‐ voeren) 

Algerije  (Zeebrugge) 

Zuiver  methaan    (G 20) 

 

 

 

 

 

CH4  [vol. %] 

22 

82,75 

87,28 

88,59 

100 

C2H6  [vol. %] 

‐ 

3,59 

5,40 

8,37 

‐ 

C3H8  [vol. %] 

‐ 

0,71 

1,36 

1,73 

‐ 

C4H10  [vol. %] 

2 

0,25 

0,45 

0,65 

‐ 

C5H12  [vol. %] 

‐ 

0,08 

0,12 

0,04 

‐ 

CO2  [vol. %] 

‐ 

1,31 

1,58 

‐ 

‐ 

CO  [vol. %] 

7 

‐ 

‐ 

‐ 

‐ 

H2  [vol. %] 

47 

‐ 

‐ 

‐ 

‐ 

O2  [vol. %] 

1 

‐ 

‐ 

‐ 

‐ 

N2  [vol. %] 

19 

11,18 

3,70 

0,63 

‐ 

 

 

 

 

 

d [‐] 

0,4 ‐ 0,6 

0,64 

0,63 

0,62 

0,554 

Hs  [MJ/Nm³] 

14,4 ‐ 18,0 

37,74 

40,77 

43,75 

39,86 

Hi  [MJ/Nm³] 

 

33,90 

36,70 

39,40 

35,89 

Ws  [MJ/Nm³] 

23,9 ‐ 31,4 

45,93 

51,37 

55,56 

53,50 

Wi  [MJ/Nm³] 

 

42,38 

46,24 

50,04 

48,18 

Gascomponenten

Karakteristieken 

d  =  relatieve  dichtheid,  Hs  =  bovenste  verbrandingswaarde,  Hi  =  onderste  verbrandingswaarde,  Ws  =  bovenste Wobbe‐index, Wi = onderste Wobbe‐index 

Tabel 1 Samenstelling en karakteristieken van enkele aardgassoorten5  

2.2.2  Van productie tot verbruiker: het aardgastransport  In  1966  kwamen  de  eerste  kubieke  meters  (Nederlands)  aardgas  op  het  Belgische  gasnet  aan.  De  Belgische  aardgasinfrastructuur  heeft  dus  een  relatief  korte  geschiedenis,  maar  is  in  die  periode  uitgegroeid  tot  één  van  de  meest  vermaasde  netten  ter  wereld.  Momenteel  wordt  aardgas  gebruikt  door  meer  dan  2,5  miljoen  consumenten  (uit  de  huishoudelijk  en  tertiaire  sector),  770  bedrijven  en  40                                                          5

 KVBG, “Handboek van de aardgas toepassingen”, Uitgeverij Demol Sint‐Genesius‐Rode, 1997.

27 

elektriciteitsproducenten.  De  sector  stelt  bijna  4500  mensen  te  werk  en  er  is  aardgasdistributie in 464 gemeenten.  Voor het transport kan men drie fasen onderscheiden: ten eerste het transport van  de  productiesite  tot  aan  de  grens  (transnationaal),  ten  tweede  het  nationale  transportnet en ten derde het distributienet.  Het  internationale  transport  gebeurt  ofwel  via  pijpleidingentransport  (grote  diameters,  hoge  bedrijfsdrukken)  ofwel  via  LNG‐tankers  (dit  vereist  hervergassingscapaciteit).  Het  aardgas  bereikt  het  Belgische  net  op  de  toegangspunten transportnet op hoge druk.  Het  Belgische  aardgastransportnet  (Fig.  11)  betreft  ongeveer  3700  km  uitsluitend  ondergrondse  pijpleidingen.  De  typische  bedrijfsdrukken  voor  het  transportnet  liggen  tussen  60  en  80  bar.  Figuur  1  toont  het  huidige  aardgastransportnetwerk  in  België. Hierop zijn de gasstromen die uitgewisseld worden met de buurlanden goed  zichtbaar, evenals de import per pijpleiding uit Noorwegen, Nederland, het Verenigd  Koninkrijk en Duitsland. Het gas uit Algerije en Qatar wordt via LNG‐tankers naar de  haven van Zeebrugge gebracht. Uit deze kaart blijkt dat er 2 soorten aardgas worden  verdeeld in België: arm gas (Slochteren gas of L‐gas) uit Nederland en rijk gas (H‐gas)  uit de andere landen. Het Slochteren gas is vooral terug te vinden in de provincies  Antwerpen, Vlaams‐ en Waals‐Brabant, een klein deel van Limburg en Henegouwen.  Wie  verhuist  van  de  provincie  West‐Vlaanderen  naar  Vlaams‐Brabant  en  een  gastoestel meeneemt, moet dit toestel laten afstellen op het armer gas. H‐gas en L‐ gas worden getransporteerd in onderscheiden netwerken.  Via  het  transportnet  worden  een  260‐tal  grootverbruikers  (elektriciteitscentrales,  industrie)  rechtstreeks  bevoorraad.  Het  merendeel  van  het  gas  bestemd  voor  de  Belgische  markt  wordt  afgeleverd  aan  een  veertigtal  geaggregeerde  ontvangststations,  die  de  overgang  naar  het  distributienet  vormen.  Het  middendruknet (15 bar) maakt ook deel uit van het transportnet. De aardgasopslag  (Loenhout  en  Dudzele)  en  de  LNG‐terminal  (Zeebrugge)  worden  eveneens  tot  het  transportnet  gerekend.  Om  de  correcte  drukken  te  waarborgen  staan  er  compressoren  (druk  verhogen)  en  reduceerstations  (druk  verlagen  –  cfr.  transformator elektriciteit)) verspreid over het transportnet.  Het  distributienet  bestaat  uit  meer  dan  50  000  km  dicht  vermaasde  ondergrondse  pijpleidingen  die  het  gas  van  bij  de  ontvangststations  tot  bij  de  eindverbruikers  brengen  met  verschillende  einddrukken  (typische  grootorde  20  mbar  voor  een  residentiële klant). 

28 

  Fig. 11  Het transportnetwerk voor gas in België (KVBG)     

29 

2.3 

Liberalisering van de aardgasmarkt 

De  liberalisering  van  de  aardgasmarkt  vertoont  sterke  gelijkenissen  met  de  liberalisering van de elektriciteitsmarkt. Fig. 9 in hoofdstuk 1 beeldt dan ook perfect  de  marktstructuur  in  het  post‐liberaliseringstijdperk  af.  Voor  aardgas  kan  men  evenwel  de  “genco’s”  vervangen  door  aardgasimporteurs  op  groothandelsniveau.  Zoals  hierboven  al  gesteld  bezit  België  immers  geen  eigen  aardgasproductie.  Er  kunnen  aldus  een  viertal  rollen  worden  geïdentificeerd  op  de  Belgische  aardgasmarkt.  2.3.1  Regulator  De CREG is de federale energieregulator. Haar bevoegdheden staan beschreven in de  wet  betreffende  het  vervoer  van  gasachtige  produkten  en andere  door  middel  van  leidingen  van  leidingen  van  12  april  19656.  VREG,  CWAPE  en  BRUGEL  zijn  de  gewestelijke toezichthouders op de aardgasmarkten.  2.3.2  Netbeheerders  Netbeheerders zijn verantwoordelijk voor de goede en veilige werking van de door  hun  beheerde  netten.  De  Gaswet  (Wet  12  april  1965)  schrijft  voor  dat  beheerders  voor  het  aardgasvervoersnet,  voor  de  opslaginstallaties  en  voor  de  LNG‐terminal  moeten worden aangeduid. De vereisten voor zulk een kandidatuur zijn beschreven  in de gaswet: de kandidaat moet minstens een vervoersvergunning bezitten die door  de  minister  wordt  toegekend  (W  12  april  1965,  KB  14  mei  2002).  De  kandidaturen  van  Fluxys  (vervoersnet  en  opslag)  en  Fluxys  LNG  om  tot  definitieve  beheerders  te  worden  benoemd  werden,  na  onder  andere  negatieve  adviezen  van  de  CREG,  geweigerd. Tot op vandaag zijn Fluxys en Fluxys LNG slechts aangeduid als voorlopige  netbeheerders  in  afwachting  van  een  definitieve  aanstelling  door  de  bevoegde  minister.  Het decreet houdende de organisatie van de aardgasmarkt (Decreet 6 juli 2001) stelt  dat  de  VREG  de  netbeheerders  van  aardgasdistributie  aanduidt  volgens  de  procedure  beschreven  in  het  Besluit  van  de  Vlaamse  Regering  houdende  de  organisatie van de aardgasmarkt (Besluit 11 oktober 2002).  De activiteiten van de netbeheerders behoren tot het gereguleerde gedeelte van de  aardgasmarkt. De netbeheerder moet dan ook voorzien in een vrije toegang tot het  beheerde  net  tegen  niet‐discriminerende  en  transparante  voorwaarden.  De  verschillende contracten die worden aangeboden komen tegemoet aan de eisen van  aardgasleveranciers  om  voldoende  flexibiliteit  te  hebben:  vaste  capaciteit,  onderbreekbare  capaciteit,  korte  termijn  capaciteit  (bvb  1  dag  op  voorhand)  en  lange termijn capaciteit (bvb. 1 jaar).                                                          6

 B.S. 7 mei 1965 (hierna Gaswet).  

30 

2.3.4  Leveranciers  Leveranciers  van  aardgas  op  de  Belgische  markt  moeten  een  leveringsvergunning  bezitten die wordt toegekend door de (federale) minister wat de groothandelsmarkt  betreft, en door de VREG wat de distributiezijde betreft.  Distrigas  is  niet  meer  de  enige  aanbieder  om  gas  uit  het  buitenland  te  kopen.  Bovendien  is  er  ook  een  echte  vrijmaking  in  de  distributie  sinds  1  juli  2003.  Zowel  particulieren  als  bedrijven  kunnen  in  de  vrijgemaakt  gasmarkt  een  bepaalde  hoeveelheid  aardgas  kopen  van  aanbieders  “aan  de  grens”  (Distrigas,  …)  voor  een  bepaalde prijs. In deze prijs zitten de kosten die de aanbieders aan de netbeheerders  van  het  transportnet  en  het  distributienet  moeten  betalen  om  gebruik  te  mogen  maken  van  hun  net  om  de  bepaalde  hoeveelheid  aardgas  tot  bij  de  klant  te  transporteren.  Er  verandert  niets  aan  het  net  zelf,  maar  de  informatieverwerking  wordt veel ingewikkelder. Hierdoor is de opbouw van een nieuw informatienetwerk  vereist om alles in goede banen te leiden.  2.3.5  Eindgebruikers  De eindgebruikers krijgen aardgas toegeleverd aan de door hun gewenste druk. De  branders zijn afgesteld op de leveringsdruk en de gaskwaliteit. Om aardgas geleverd  te krijgen sluit de eindverbruiker een contract met een van de vele leveranciers op  de  Belgische  markt.  De  keuze  is  weliswaar  beperkt  tot  leveranciers  die  activiteiten  hebben in de distributiezone waar de verbruiker woont. 

2.4 

Roadmap 

Aardgas  zal  in  de  eerste  helft  van  de  21ste  eeuw  een  toenemende  rol  spelen  en  aardolie  voor  een  deel  vervangen  en  het  waarschijnlijk  van  zijn  leidende  positie  verdrijven. De gasnetwerken zullen dus uitgebreid moeten worden om een degelijke  marktwerking en een voldoende productie van elektriciteit (STEG‐centrales) mogelijk  te  maken.  De  stijgende  vraag  naar  aardgas  brengt  echter  ook  problemen  met  zich  mee, zoals:  -

-

-

de hogere transportkosten door de lagere energiedichtheid van aardgas t.o.v.  aardolie;  grote investeringen in de infrastructuur om aan de stijgende vraag te kunnen  voldoen.  Aangezien  deze  infrastructuur  voor  een  eerder  beperkte  tijd  op  aardgas zal werken, is het misschien financieel gunstig om de uitbreiding van  de  infrastructuur  compatibel  te  maken  met  een  eventuele  opvolger  van  aardgas (zoals bvb. waterstof) of eventuele mengsels van beiden;  de  stijgende  aardgasprijs  door  grotere  schaarste  en  grotere  afstanden;  een  zeer grote stijging van deze prijs indien de ultieme reserves zouden moeten  aangesproken worden;  het grote minpunt van de STEG‐centrales: deze centrales kunnen slechts op  één brandstof (nl. aardgas) werken en dit in tegenstelling tot de bi‐ en trifuel  klassieke thermische centrales. Er zal eventueel gekozen worden om aardgas  31 

-

langer  te  gebruiken  voor  elektriciteitsproductie  dan  voor  de  productie  van  warmte in de tertiaire sector en  de CO2‐problematiek (t.o.v. hernieuwbare energiebronnen). Ten opzichte van  andere fossiele brandstoffen is aardgas dan weer het milieuvriendelijkste. 

In  2016  loopt  het  historische  contract  van  België  met  Nederland  af  wat  betreft  de  levering van L‐gas. De eigen Nederlandse gasreserves voor L‐gas zijn momenteel nog  aanzienlijk,  maar  niet  onuitputtelijk.  Met  behulp  van  synthetisch  L‐gas  (door  het  mengen van door Nederland aangekocht H‐gas  en Slochterengas of door ballasting  van  H‐gas  met  stikstof),  dat  nu  al geleverd  wordt  in  België,  kan  men  het  opdrogen  van  de  eigen  Nederlandse  gasvelden  vertragen.  De  conversiecapaciteit  is  echter  schaars  en  vereist  investeringen  van  Nederlandse  zijde.  Tevens  moeten  investeringen plaatsvinden in entry‐capaciteit op de Belgisch‐Nederlandse grens. De  specifieke karakteristieken van de markt voor L‐gas, gekoppeld aan een marktvraag  van  klanten  van  L‐gas  om  beleverd  te  kunnen  worden  met  H‐gas,  leiden  tot  een  specifieke  behandeling  in  de  investeringsproblematiek.  Er  zal  niet  bijkomend  geïnvesteerd  worden  in  het  vervoersnet  voor  L‐gas,  maar  er  zal  geopteerd  worden  om klanten te laten overschakelen op H‐gas7.  Momenteel  gaan  er  ook  stemmen  op  om  biogas  of  waterstof  bij  te  mengen  in  de  bestaande  aardgasleidingen.  Alvorens  dit  mogelijk  is,  dient  eerst  uitgebreid  onderzocht te worden wat het effect hiervan is op de kwaliteit van het gasmengsel.  Deze  kwaliteit  kan  gekwantificeerd  worden  met  behulp  van  de  Wobbe‐index,  een  karakteristiek van het gas die bepaalt of een gastype geschikt is voor verbranding in  conventionele  toestellen.  Biogas  bijmengen  is  reeds  stand  der  techniek,  al  gebeurt  het  heden  ten  dage  slechts  op  beperkte  schaal  (ongeveer  1%)8.  Waterstofmenging  staat  voorlopig  nog  in  zijn  kinderschoenen,  dus  het  lijkt  zeer  onwaarschijnlijk  dat  deze  techniek  voor  2030  op  grote  schaal  zal  toegepast  worden  (Polman,  de  Laat,  Crowther, 2003).   

                                                        7

CREG, “Indicatief plan van bevoorrading in aardgas”, (F)040923‐CREG‐360, Brussel, 2004.  Platform  Groene  Brandstoffen,  “30%  vervanging  fossiele  grondstoffen  in  2030”,  https://www.senternovem.nl/mmfiles/Brochure%2030%25%20vervanging%20fossiele%20grondstoff en%20in%202030%20‐%2021‐08‐2007_tcm24‐214541.pdf.  8

32 

3. Technologische evolutie: gedistribueerde bronnen  3.1 

DER­technologie 

Technologieën  die  aangeduid  worden  met  de  door  de  IEA  gedefinieerde  term  ”gedistribueerde  energiebronnen”  (DER:  Distributed  Energy  Resources)  zijn  op  te  delen in de volgende categorieën:  • gedistribueerde  energieopwekking  (DG:  Distributed  Generation):  de  kleinschalige,  t.t.z.  kleiner  dan  enkele  MW,  bronnen  van  elektrische  en  eventueel thermische energie;  • gedistribueerde  opslageenheden:  eenheden  die  bi‐directioneel  energie  kunnen uitwisselen en tijdelijk stockeren;  • actieve, stuurbare lasten: bijv. warmtepompen, plug‐in (hybride) elektrische  voertuigen, grote thermische lasten.  Voor  een  uitgebreide  bespreking  van  de  opwekkingseenheden  en  opslagtechnologieën  wordt  verwezen  naar  de  appendices,  waarin  een  overzicht  wordt gegeven van de werking, de state‐of‐the‐art en de relevantie voor Vlaanderen.  Enkele van de stuurbare lasten komen aan bod in de ontwikkelingsscenario’s. 

3.2 

Gedistribueerde bronnen 

De  relevante  bronnen  kunnen  enerzijds  opgedeeld  worden  in  beperkt  stuurbare  omzetters  van  hernieuwbare  energie,  meer  bepaald  fotovoltaïsche  panelen  en  windenergie,  op  grote  schaal  (vrijstaande  turbines  van  meer  dan  1  MW)  of  gebouwgeïntegreerd;  anderzijds  zijn  er  de  stuurbare  omzetters  zoals  turbines,  brandstofcellen  en  Stirlingmachines.  Deze  laatste  werken  meestal  op  basis  van  fossiele brandstoffen of waterstof, maar in principe kan de input hernieuwbaar zijn  indien  deze  op  basis  van  biomassa  werd  gegenereerd.  De  rol  van  biomassa  wordt  apart besproken in een appendix.  Bij  sommige  types  wordt  de  opwekking  van  elektriciteit  gecombineerd  met  de  opwekking  van  warmte  in  een  zgn.  WKK‐eenheid  (warmtekrachtkoppeling).  De  implementatie bepaalt dan of deze warmtevraag of elektriciteitsvraag gedreven is.  In Vlaanderen is de hernieuwbare energie op basis van zon en wind zeker relevant  (dit  in  tegenstelling  tot  waterkracht),  zij  het  dat  wind  vooral  aan  de  kust  en  in  het  binnenland  enkel  in  specifieke  locaties  ter  beschikking  is.  Windturbines  evolueren  snel  naar  grotere  vermogens  en  zullen  op  lange  termijn  10  MW  bereiken.  De  interessante  locaties  worden  echter  snel  ingenomen,  dus  de  groei  (op  het  land)  is  eerder beperkt. Fotovoltaïsche panelen hebben een groot implementatiepotentieel,  zelfs  in  bebouwde  gebieden.  Daar  komen  zij  in  concurrentie  met  gebouwgeïntegreerde  windturbines,  maar  deze  leiden  snel  tot  complexere  implementaties, niettegenstaande er in geselecteerde locaties zeker een potentieel  aanwezig is. Bij de verbrandingsgebaseerde machines lijken de microturbines eerder  in industriële toepassingen te zullen voorkomen, terwijl de kleinere Stirlingmachines  33 

op het punt staan door te breken voor toepassingen op huisniveau. Brandstofcellen  zijn  nog  niet  courant  beschikbaar  en  dienen  voor  hun  voeding  (meestal)  waterstof  aan te wenden. 

3.3 

Opslageenheden 

Vermits elektriciteit steeds in gelijke hoeveelheden moet geproduceerd als verbruikt  worden,  dienen  er  balanceringstechnologieën  ingezet  te  worden.  Concreet  bedoelt  men hier energie opslaan “voor later”. Elektriciteit kan, in tegenstelling tot warmte,  niet  in  directe  vorm  opgeslagen  worden:  de  energie  wordt  in  een  andere  fysische  vorm bewaard. Kleinschalige opslagtechnologieën kunnen en belangrijk rol spelen in  het lokaal balanceren, bijv. bij een grote aanwezigheid van elektriciteit op basis van  oncontroleerbare hernieuwbare energie.  De  opslageenheden  die  relevant  zijn,  zijn  uiteraard  batterijen,  waarin  de  Li‐ gebaseerde  systemen  interessante  toekomstperspectieven  bieden,  aangevuld  met  (super)condensatoren  voor  korte  termijn  interacties.  Vliegwielen  zullen  een  nicheapplicatie blijven. 

3.4 

Naar een derde hervorming van ons energiesysteem? 

Elektrische  energievoorziening  is  vandaag  grotendeels  gebaseerd  op  een  gecentraliseerd  systeem  dat  door  een  gecoördineerde  uitbating  van  grote  elektriciteitscentrales en de energie vervolgens verzendt over het hoogspanningsnet  naar  lokale  distributienetten  die  met  de  consument  verbonden  zijn.  Sommige  elektriciteit  wordt  echter  op  een  decentrale  wijze  opgewekt  door  decentrale  generatie. Deze produceert lokaal voor een bepaalde consument of site en wisselen  tekorten of overschotten uit met het lokale distributienet. Een noodgenerator in een  ziekenhuis, zonnepanelen op een dak of een warmtekrachtkoppelingcentrale in een  gebouw zijn voorbeelden van gedistribueerde energiesystemen.   Decentrale  energievoorziening  wordt  vandaag  gepusht  door  enkele  maatschappelijke  trends.  Vooraleerst  kunnen  ze  een  belangrijke  rol  spelen  in  het  vrijmakingsproces  van  de  elektriciteitsmarkten:  nieuwe  leveranciers  zouden  makkelijker  nichemarkten  kunnen  vinden  zoals  markten  met  een  hogere  nood  aan  betrouwbaarheid  of  flexibiliteit.  Door  een  lokale  energievoorziening  kan  de  klant,  wanneer nodig, afgezonderd worden van het net zodat deze geen hinder ondervind  van  een  eventuele  stroomuitval.  Daarnaast  hebben  gedistribueerde  bronnen  door  hun  kleinschaligheid  vaak  een  hogere  flexibiliteit.  Nieuwe  leveranciers  kunnen  dus  makkelijker de markt betreden en concurrentie verhogen.  Een tweede maatschappelijke driver zijn de beperkte mogelijkheden tot de verdere  uitbouw van ons transmissie‐ en distributienet door ruimtelijke en publieke factoren.   Echter,  naarmate  de  elektriciteitsvraag  verder  toeneemt  en  door  vrijmaking  meer  marktspelers  bijkomen  stijgt  de  ook  de  nood  aan  transportcapaciteit. 

34 

Gedecentraliseerde  productie  speelt  hier  echter  op  in  omdat  dit  door  lokale  opwekking geen extra druk legt op het transmissienet.   Ten derde zien we ook een groeiende vraag van consumenten naar betrouwbaarheid  in  hun  energielevering  (vooral  in  landen  met  een  minder  stabiele  elektriciteitsvoorziening),  waar  gedecentraliseerde  productie  kan  op  inspelen  zoals  we  hierboven  reeds  besproken  hebben.  Betrouwbaarheid  is  voor  sommige  processen  zeer  belangrijk,  zoals  bijvoorbeeld  ziekenhuizen,  telecommunicatie  of  sommige  industriële  processen.  Deze  kan  verhoogd  worden  door  lokale  back‐up  systemen gebaseerd op gedecentraliseerde systemen.    Ten vierde, aangezien gedecentraliseerde energieopwekking vaak gepaard gaat met  milieuvriendelijke oplossingen, leunt deze aan bij huidige beleidsdoelstellingen in het  kader  van  het  terugdringen  van  CO2‐emmissies.  Zo  spelen  naast  het  toenemende  aandeel van hernieuwbare energie ook Warmte‐Kracht‐Koppeling‐installaties (hierna  WKK‐installaties) een belangrijke rol. Met zulke WKK‐installaties kan men simultaan  warmte en elektriciteit opwekken, waardoor men een primaire energiebesparing kan  realiseren  tussen  10%  en  30%9.  Daarenboven  kan  in  zulke  generatoren  die  gebruik  maken van fossiele brandstoffen ook biogas of biodiesel gebruikt worden. Ook kan  men  opmerken  dat  door  lokale  opwekking  lijnverliezen  verminderen wat  weer een  energiebesparing met zich meebrengt.  Ten  laatste  moeten  we  ook  opmerken  dat  de  opkomst  van  decentrale  energievoorziening  ook  een  gevolg  is  van  nieuwe  technologie  die  de  ontwikkeling  van  gedecentraliseerde  energievoorziening  in  de  hand  werkt.  Men  denken  hierbij  aan  ontwikkelingen  op  het  vlak  van  windmolens,  zonnecellen,  brandstofcellen  waarover meer in de appendices.  Wanneer de penetratie van gedecentraliseerde opwekking verder toeneemt zou de  huidige  structuur  van  onze  energiesysteem  onder  druk  komen  te  staan.  Distributie  en  transmissie  zouden  in  dat  geval  kunnen  fungeren  als  coördinator  tussen  de  verschillende lokale energiesystemen. 

3.5 

Voor –en nadelen 

Naast  dat  het  inspeelt  op  de  hierboven  vernoemde  maatschappelijke  trends  heeft  decentrale opwekking een belangrijke positieve impact op de prijs van elektriciteit.  Door on‐site elektriciteit op te wekken bespaart men de tarieven van distributie en  transmissie. IEA (2002) schat deze gemiddeld op 30% van de totale elektriciteitskost  en dit cijfer neemt zelf nog toe naarmate de kleinschaligheid van de klant (tot boven  40% voor huishoudens). Ook kan men gebruik maken van WKK‐technologie die door  haar  hoge  efficiëntie  redelijk  goedkoop  is  en  verhoogt  het  de  concurrentie  tussen  leveranciers.                                                          9

  Pepermans,  G.,  Driesen,  J.,  Haeseldonckx,  D.,  Belmans,  R.,  D’haeseleer,  W.  (2005)  “Distributed  generation: definition, benefits and issues”, Energy Policy 33 (2005) 787‐789. 

35 

Hierbij  dient  te  worden  vermeld  dat  de  beschikbare  technologieën  voor  gedecentraliseerde  opwekking  vaak  gebaseerd  zijn  op  gas  wat  de  diversificatie  van  primaire  energievoorziening  verminderd.  Ook  zijn  kleinere  generatoren  proportioneel duurder en hun rendementen ook algemeen gezien lager. 

3.6 

Potentieel en uitdagingen 

Investeren  in  gedecentraliseerde  energievoorziening  gaat  vandaag  de  dag  gepaard  met  enkele  barrières  die  in  volgende  hoofdstukken  verder  toegelicht  worden.  Belangrijk  is  te  noteren  dat  sommige  regulatieve  technische  vereisten  voor  elektriciteitsopwekking niet op maat gemaakt voor kleinschalige productie waardoor  deze kleine generatoren vaak moeten voldoen aan dezelfde voorwaarden van grote  centrales.   Daarnaast  zijn  er  nog  een  aantal  technische  bemerkingen  te  maken  over  betrouwbaarheid en kwaliteit op het elektriciteitsnet. Wat betrouwbaarheid betreft  woedt er een discussie tussen auteurs die menen dat gedistribueerde generatie de  risico’s  en  kosten  van  black‐outs  verminderen  doordat  ze  de  zekerheid  voor  de  verbruiker  verhogen.  Andere  auteurs  zijn  echter  van  mening  dat  gedistribueerde  generatie  een  negatieve  impact  heeft  naarmate  de  capaciteit  van  intermitterende  bronnen zoals wind en zon toeneemt wat de nood aan reservecapaciteit verhoogt.  Wat  de  kwaliteit  van  elektriciteit  betreft  kan  gedistribueerde  opwekking  ook  een  impact hebben. Zoals eerder vermeld is het belangrijk om de frequentie op het net  ten  allen  tijde  op  50  Hertz  te  houden.  Wanneer  echter  vraag  en  aanbod  niet  gebalanceerd zijn kan dit de frequentie verlagen of verhogen met negatieve effecten  tot  gevolg.  De  aansluiting  van  gedistribueerde  bronnen  zullen  dus  een  impact  hebben  (vooral  voor  intermitterende  bronnen).  Naast  frequentie  moet  ook  het  lokale voltage op een aansluitingspunt constant blijven, wat dan weer afhangt van de  injectie van reactief vermogen op het net.   De aansluiting van gedistribueerde generatie zal dus een impact hebben op het net  en  het  zal  dus  van  belang  zijn  deze  evolutie  niet  gepaard  te  laten  gaan  met  verminderde  betrouwbaarheid  of  kwaliteit.  Dit  kan  door  een  goed  beheer  van  het  elektriciteitsnet  (bijvoorbeeld  inflexibele  bronnen  combineren  met  flexibele)  maar  ook  door  in  de  toekomst  deze  kleine  centrales  ook  mee  te  laten  werken  aan  netstabiliteit aan de hand van ondersteunende netdiensten. 

36 

 

4. Juridische aspecten  4.1 

Inleiding 

De  voorbije  jaren  heeft  de  evolutie  van  de  vrijmaking  van  de  elektriciteits‐  en  gasmarkt  geleid  tot  een  enorme  toename  aan  nieuwe  regulering  en  dit  zowel  op  Europees,  op  nationaal  als  op  gewestelijk  niveau.  Deze  vrijmaking  strekt  ertoe  een  concurrerende en efficiënte elektriciteits‐ en gasmarkt tot stand te brengen voor de  burger  en  industrie.  De  ontwikkeling  van  zulke  concurrerende  en  efficiënte  elektriciteits‐  en  gasmarkt  is  volgens  de  Europese  Commissie  ook  essentieel  om  de  problematiek  van  de  klimaatverandering  aan  te  pakken.  Alleen  met  een  goed  functionerende  markt is  het  mogelijk  een  doeltreffend  mechanisme  voor  handel  in  emissierechten uit te bouwen en een duurzame energie‐industrie te ontwikkelen die  erin zal slagen de ambitieuze doestellingen van de Europese Raad van 8 en 9 maart  2007 te verwezenlijken.   Eén van de vooropgestelde maatregelen op Europees niveau om deze doelstellingen  te  behalen  is  de  verdere  ontwikkeling  en  ondersteuning  van  decentrale  energievoorziening. In dit kader heeft de Europese Commissie in haar actieplan voor  energie‐efficiëntie  reeds  aangekondigd  dat  zij  werk  zal  maken  van  een  nieuw  juridisch kader voor gedecentraliseerde productie dat de aansluiting en toegang tot  het  netwerk  van  gedecentraliseerde  productie  dient  te  promoten10.  Los  van  de  mogelijke  initiatieven  op  Europees  niveau  zal  worden  getracht  een  overzicht  te  geven  van  de  potentiële  juridische  belemmeringen  met  het  oog  op  de  verdere  ontwikkeling van de decentrale energievoorziening.  Hierbij zal in eerste instantie kort worden stilgestaan met de bevoegdheidsverdeling  tussen  de  federale  en  gewestelijke  overheden.  Hierna  wordt  voor  ieder  niveau,  waaronder  het  Europese,  het  federale  en  het  Vlaams  gewestelijke,  een  algemeen  overzicht gegeven van de ontwikkelingen inzake energierecht, waarna dieper wordt  ingegaan  op  het  juridische  kader  dat  van  belang  is  voor  decentrale  energievoorziening.  Vervolgens  wordt  een  overzicht  gegeven  van  een  aantal  belemmerende  factoren  vanuit  juridisch  oogpunt  met  het  oog  op  een  verdere  ontwikkeling  van  de  decentrale  energievoorziening.  Hierna  wordt  afgesloten  met  een aantal concluderende bemerkingen.    

                                                        10

  Communication  from  the  Commission  of  19  October  2006,  Action  Plan  for  Energy  Efficiency:  Realising  the  Potential,  COM  (2006)  545,  p.  14  en  de  Commission  Staff  Working  Document  Accompanying  document  to  the  Communication from the Commission, Action Plan for Energy Efficiency: Realising the Potential, SEC (2006) 1173,  p. 17.    

37 

4.2 

Algemeen kader van de bevoegdheidsverdeling inzake energie  

Alvorens dieper in te gaan op het juridisch kader van decentrale energievoorziening  zal  kort  worden  stilgestaan  met  de  bevoegdheidsverdeling  tussen  de  federale  en  gewestelijke  overheden  met  betrekking  tot  het  energiebeleid.11  Deze  bevoegdheidsverdeling  werd  vastgelegd  in  de  bijzondere  wet  van  8  augustus  1980  tot hervorming der instellingen (hierna: “BWHI”).   Op  grond  van  het artikel  6, §1,  VII  van  de  BWHI  zijn  de gewesten  bevoegd  voor de  gewestelijke aspecten van het energiebeleid, en in ieder geval:   a) de distributie en het plaatselijke vervoer van elektriciteit door middel  van netten waarvan de nominale spanning lager is dan of gelijk is aan  70 000 volt;  b) de openbare gasdistributie;  c) de aanwending van mijngas en van gas afkomstig van hoogovens;  d) de netten voor warmtevoorziening op afstand;  e) de valorisatie van steenbergen;  f) de  nieuwe  energiebronnen  met  uitzondering  van  deze  die  verband  houden met de kernenergie;  g) de terugwinning van energie door de nijverheid en andere gebruikers;  h) het rationeel energieverbruik.  De federale overheid is daarentegen op grond van het artikel 6, §1, VII van de BWHI  bevoegd  voor  de  aangelegenheden  die  wegens  hun  technische  en  economische  ondeelbaarheid een gelijke behandeling op nationaal vlak behoeven, te weten:  a) het nationaal uitrustingsprogramma in de elektriciteitssector;  b) de kernbrandstofcyclus;  c) de  grote  infrastructuren  voor  de  stockering;  het  vervoer  en  de  productie van energie;  d) de tarieven.12  Door  de  onduidelijke  bepalingen  (“in  ieder  geval”  en  “te  weten”)    in  de  BWHI  met  betrekking  tot  het  energiebeleid  en  de  beperkte  verduidelijking  in  de  voorbereidende  werken  is  in  de  rechtsleer  de  vraag  ontstaan  of  kan  worden  aangenomen dat de gewestelijke energiebevoegdheden niet limitatief zijn opgesomd  in de BWHI en dat de federale energiebevoegdheden daarentegen wel limitatief zijn  opgesomd in de BWHI.13 De Raad van State is hierbij van oordeel dat, behoudens de                                                          11

 Zie B. DELVAUX, “Vrijmaking van de Belgische elektriciteits‐ en gasmarkt – Een Gordiaanse knoop?” SEW 2007,  afl. 2, p. 66‐78.    12

 Voor een verdere analyse zie L. DERIDDER, “Het Energiebeleid” in G. VAN HAEGENDOREN (ed.), De  bevoegdheidsverdeling  in  het  federale  België,  Brugge,  Die  Keure,  2000,  82  p.  en  L.  DERIDDER,  “Handboek gas‐ en elektriciteitsliberalisering” Antwerpen, Intersentia, 2003, p. 127‐201.   13  T. VANDEN BORRE, “De federale ombudsdienst voor elektriciteit en gas: naar een nieuw artikel 27”,  in T. VANDEN BORRE (ed.), l.c., p. 144.  

38 

uitzonderingen,  de  gewesten  principieel  bevoegd  zijn  voor  het  energiebeleid,  voor  het  leefmilieu  en  het  economisch  beleid.  Zonder  dieper  in  te  gaan  op  deze  problematiek  kan  worden  vermeld  dat  bepaalde  rechtsleer  van  oordeel  is  dat  de  BWHI  aan  de  gewesten  enkel  en  alleen  de  gewestelijke  aspecten  van  het  energiebeleid heeft toegewezen. Bijgevolg voorziet de BWHI niet in een limitatieve  opsomming van de federale bevoegdheden met betrekking tot het energiebeleid.14  

4.3 

Bevoegdheidsverdeling en decentrale energievoorziening  

In appendix 1 dient te worden geconcludeerd dat de productie van energie op basis  van de BWHI tengevolge van haar technische en economische ondeelbaarheid, een  federale  bevoegdheid  is.  Bijgevolg  is  de  federale  overheid,  en  niet  de  gewestelijke  overheid,  bevoegd  voor  iedere  vorm  van  energieproductie.  Het  is  aan  de  federale  overheid  om  hiervoor  het  desbetreffende  juridische  kader  uit  te  werken  tenzij  de  gewesten zich kunnen beroepen op de impliciete bevoegdheden van artikel 10 van  de BWHI.  Los van deze bevoegdheid inzake productie is de federale overheid op basis van het  artikel 6, §1, VII, tweede lid, d) van de BWHI tot op heden als enige bevoegd voor de  tarifaire  maatregelen  in  het  kader  van  het  energiebeleid  en  bijgevolg  ook  de  distributietarieven voor elektriciteit en gas van de diverse distributienetbeheerders.  Daarentegen  zijn  de  gewestelijke  overheden  bevoegd  voor  alle  maatregelen  die  betrekking  hebben  op  distributienetbeheerders  (kwaliteitsbewaking,  structuur,  organisatie, investeringsplannen, openbare dienstverplichtingen die aan hen worden  opgelegd) die vaak tarifaire implicaties hebben. Omwille van de logische samenhang  en het nastreven van een coherent energiebeleid strekt het tot de aanbeveling dat  de federale bevoegdheden in het kader van de distributietarieven elektriciteit en gas  worden  overdragen  aan  de  gewestelijke  overheden.  Op  deze  wijze  kunnen  de  beslissingen  tot  het  nemen  van  welbepaalde  acties,  projecten  en  openbare  dienstverplichtingen beter worden afgewogen ten aanzien van de kosten ervan.   Ook met het oog op de ontwikkeling van decentrale energievoorziening en de keuzes  die  hieromtrent  in  de  toekomst  in  de  gewesten  dienen  te  worden  gemaakt  is  de  overdracht van de tarifaire bevoegdheden aangewezen. Hieraan zal wellicht gevolg  worden  gegeven  zoals  kan  worden  afgeleid  uit  het  voorstel  van  bijzondere  wet  houdende  institutionele  maatregelen,  dat  werd  samengesteld  door  de  Groep  der  Wijzen en de Octopuswerkgroep. Volgens artikel 7 van het voorstel van bijzondere  wet houdende institutionele maatregelen wordt artikel 6, § 1, VI, vijfde lid, 3° van de  BWHI  vervangen  door  “het  prijs‐  en  inkomensbeleid,  met  uitzondering  van  het  prijzenbeleid inzake de bevoegdheden van de gewesten en de gemeenschappen wat  betreft: […] c) de openbare gasdistributie en de distributie en het lokaal vervoer van  elektriciteit  door  middel  van  netten  waarvan  de  nominale  spanning  lager  is  dan  of  gelijk  is  aan  70  000  volt;  d)  de  levering  van  aardgas  en  elektriciteit  aan  niet‐                                                         14

 Ibid., p. 144. 

39 

residentiële  klanten  via  de  netten  waarvoor  de  gewesten  bevoegd  zijn  overeenkomstig artikel 6, §1; […]”.15   Op  basis  van  dit  voorstel  van  bijzondere  wet  houdende  institutionele  maatregelen  wordt zowel de tarifaire bevoegdheid inzake distributie en lokaal vervoer van gas en  elektriciteit  overgedragen  aan  de  gewesten,  alsook  het  prijsbeleid  inzake  levering  van  elektriciteit  en  gas  via  de  gewestelijke  distributienetten  en  netten  voor  lokaal  transport  wat  de  niet‐residentiële  klanten  betreft.  Deze  laatste  overdracht  en  de  opzet  hiervan  is  m.i.  minder  duidelijk.  Ook  de  Raad  van  State  heeft  in  haar  advies  erop gewezen dat het begrip “niet‐residentiële klanten” nergens in de teksten nader  werd verduidelijkt of omschreven.16 Opdat alle onduidelijkheden worden vermeden  dient  de  bijzondere  wetgever  deze  bepaling  bij  voorkeur  te  schrappen  of  het  prijzenbeleid voor de levering van elektriciteit en gas volledig te federaliseren.    Uit  de  bevoegdheidsverdeling  in  de  BWHI  kan  worden  afgeleid  dat  de  gewesten  bevoegd zijn voor de nieuwe (lees hernieuwbare) energiebronnen, met uitzondering  van deze die verband houden met de kernenergie, en de terugwinning van energie  door de nijverheid en andere gebruikers. Volgens de rechtsleer kunnen de gewesten  op  basis  van  deze  laatste  bevoegdheid  energie‐audits  bevorderen,  demonstratieprojecten opzetten,  en  terugwinningsprojecten  subsidiëren17.  Voor  de  bevoegdheid  inzake  nieuwe  energiebronnen  verwijst  diezelfde  rechtsleer  naar  de  definitie in artikel 2, 4° van de Wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van  de  elektriciteitsmarkt  (hierna:“Elektriciteitswet)18  op  grond  waarvan  hernieuwbare  energiebronnen  worden  gedefinieerd  als  alle  andere  energiebronnen  dan  fossiele  brandstoffen  en  kernsplijting,  inzonderheid  hydraulische  energie,  windenergie,  zonne‐energie,  biogas,  organische  producten  en  afvalstoffen  van  de  land‐  en  bosbouw,  en  huishoudelijke  afvalstoffen.  Bovendien  zijn  de  gewesten,  zoals  hierboven  reeds  werd  vermeld,  bevoegd  voor  de  distributie  en  het  plaatselijke  vervoer  van  elektriciteit  door  middel  van  netten  waarvan  de  nominale  spanning  lager is dan of gelijk is aan 70 000 volt en de openbare gasdistributie19.   Uit  voorgaande  kan  men  concluderen  dat,  in  de  veronderstelling  dat  decentrale  energievoorziening  betrekking  heeft  op  de  inzet  van  intelligente  en  kleinschalige  energieopwekking op lokaal niveau, de bevoegdheid voor  het ontwikkelen van een  juridisch  kader  voor  zulke  decentrale  energievoorziening  in  belangrijke  mate  op  gewestelijke niveau ligt.   Los van deze bevoegdheden inzake het energiebeleid stelt artikel 6, §1 van de BWHI  dat  de  aangelegenheden  bedoeld  in  artikel  107quater  van  de  grondwet  betrekking  hebben op:                                                            15

 Parl. St. Senaat, 2007‐2008, nr. 4‐603/1.     R.v.St.  nr.  44.243/AV,  10  april  2008  voorstel  van  bijzondere  wet  houdende  institutionele  maatregelen, Parl. St. Senaat, 2007‐2008, nr. 4‐603/2.   17  L. DERIDDER, “Het Energiebeleid” in G. VAN HAEGENDOREN (ed.), l.c., p. 63.   18  B.S. 11 mei 1999.   19  L. DERIDDER, “Het Energiebeleid” in G. VAN HAEGENDOREN (ed.), l.c., p. 62 en 63.   16

40 

I) Wat de ruimtelijke ordening betreft:  1° De stedenbouw en de ruimtelijke ordening;  2° De rooiplannen van de gemeentewegen;  3°  De  verkrijging,  aanleg  en  uitrusting  van  gronden  voor  industrie,  ambachtwezen  en  diensten  of  van  andere  onthaalinfrastructuren  voor  investeerders  met  inbegrip  van  de  investeringen  voor  de  uitrustingen  van  industriezones  bij  de  havens  en  de  beschikbaarstelling daarvan voor de gebruikers;   4° […]   II) Wat het leefmilieu en het waterbeleid betreft:  1° De bescherming van het leefmilieu, onder meer die van de bodem,  de  ondergrond,  het  water  en  de  lucht  tegen  verontreiniging  en  aantasting, alsmede de strijd tegen de geluidshinder;   2° Het afvalstoffenbeleid;  3°  De  politie  van  de  gevaarlijke,  ongezonde  en  hinderlijke  bedrijven  onder  voorbehoud  van  de  maatregelen  van  interne  politie  die  betrekking hebben op de arbeidsbescherming;  4° […]  III) Wat de landinrichting en het natuurbehoud betreft:   1° De ruilverkaveling van landeigendommen en de landinrichting;  2° De natuurbescherming en het natuurbehoud, met uitzondering van  de in‐, uit‐ en doorvoer van uitheemse plantensoorten evenals van  uitheemse diersoorten en hun krengen;  3° De groengebieden, parkgebieden en groene ruimten;  4° […].   Op grond van de hierboven vermelde bepalingen van het artikel 6, §1 van de BWHI  zijn de gewesten principieel bevoegd voor het leefmilieu en de ruimtelijke ordening.  Bijgevolg  zal  men  bij  de  bouw  van  een  decentrale  productie‐installatie  in  het  Vlaamse gewest onderworpen zijn aan de bepalingen van het Vlaamse gewest met 

41 

betrekking tot de milieuvergunning en deze van de stedenbouwkundige vergunning  of bouwvergunning20. 

4.4 

Het huidige juridisch kader en decentrale energievoorziening 

In  het  onderstaande  zal  kort  worden  stilgestaan  met  een  aantal  algemene  elementen  van  het  energierecht  op  Europees,  federaal  en  Vlaams  gewestelijk  niveau. Vervolgens zal een overzicht worden gegeven van een aantal bepalingen van  het  juridische  kader  op  de  drie  beleidsniveaus  die  van  belang  zijn  voor  decentrale  energievoorziening.  Hierbij  kan  alvast  worden  vermeld  dat  het  juridisch  kader  dat  van  toepassing  is  de  op  de  aardgasmarkt  minder  relevant  is  in  het  kader  van  de  decentrale  energievoorziening  en  bijgevolg  werd  is  beperkte  mate  verwezen  naar  deze wetgeving.   4.4.1  Het Europese kader  (a) Algemene schets Aangezien  de  Europese  Commissie  door  de  toepassing  van  het  primaire  gemeenschapsrecht21  op  onvoldoende  wijze  haar  doelstellingen  (interne  markt,  efficiënte  markt,  opengestelde  markt,  etc.)  in  de  elektriciteits‐  en  gassector  kon  realiseren heeft ze ervoor geopteerd om secundaire wetgeving af te kondigen. Het  betrof  in  eerste  instantie  een  aantal  richtlijnen  in  verband  met  de  doorvoer  en  prijstransparantie  van  elektriciteit  en  gas22.  Vervolgens  werd  met  het  oog  op  de  vrijmaking  van  de  elektriciteits‐  en  gasmarkt  op  19  december  1996  de  eerste  Elektriciteitsrichtlijn23 en op 22 juni 1998 de eerste Gasrichtlijn24 afgekondigd.                                                           20

 De desbetreffende vergunning zullen in deze bijdrage nog kort worden besproken.      In  deze  analyse  zal  niet  dieper  worden  ingegaan  op  het  primaire  gemeenschapsrecht,  hierbij  kan  worden verwezen naar K. DEKETELAERE, K. DE COCK, L. DERIDDER en G. VERHOOSEL, l.c., pp. 41‐54 en  C. W. JONES and W. WEBSTER, EU Energy Law, Second Edition, Leuven, Claeys & Casteels, 2006, pp. 1‐ 4. Zie ook H.v.J. 19 maart 1991, nr. C‐202/88, Jur. H.v.J. 1991, I, 1223; H.v.J. 23 april 1991, nr. C‐41/90,  Jur.  H.v.J.  1991,  I,  1979;  H.v.J.  23  oktober  1997,  nr.  C‐158/94,  Jur.  H.v.J.  1997,  I,  5789  en  H.v.J.  23  oktober 1997, nr. C‐159/94, Jur. H.v.J. 1997, I, 5815.   22   Voorbeelden  van  deze  eerste  fase  richtlijnen  zijn:  de  Richtlijn  90/547/EEG  van  de  Raad  van  29  oktober  1990  betreffende  de  doorvoer  van  elektriciteit  via  de  hoofdnetten,  PB  nr.  L  313  van  13  november  1990,  ondertussen  werd  deze  richtlijn  met  ingang  van  1  juli  2004  ingetrokken  door  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  2003/54/EG;  Richtlijn  91/296/EEG  van  de  Raad  van  31  mei  1991  betreffende  de  doorvoer  van  aardgas  via  hoofdnetten,  PB  nr.  L  147  van  12  juni  1991  ondertussen  opgeheven door de Tweede Gasrichtlijn 2003/55/EG, ondertussen werd deze richtlijn met ingang van  1 juli 2004 ingetrokken, onverminderd de contracten die zijn gesloten overeenkomstig artikel 3, lid 1  van  Richtlijn  91/296/EEG  die  geldig  en  geïmplementeerd  blijven  overeenkomstig  deze  Richtlijn  91/296/EEG, door de Tweede Gasrichtlijn 2003/55/EG en Raad Richtlijn 90/377/EEG betreffende een  communautaire  procedure  inzake  de  doorzichtigheid  van  de  prijzen  van  gas  en  elektriciteit  voor  industriële eindverbruikers, PB nr. L 185 van 17 juli 1990.   23   Richtlijn  96/92/EG  van  het  Europees  Parlement  en  de  Raad  van  19  december  1996  betreffende  gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit, PB nr. L 027 van 30 januari 1997.   24   Richtlijn  98/30/EG  van  het  Europees  Parlement  en  de  Raad  van  22  juni  1998  betreffende  gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor aardgas, PB nr. L 204 van 21 juli 1998.   21

42 

De  belangrijkste  doelstelling  van  de  Elektriciteitsrichtlijn  is  de  geleidelijke  openstelling  voor  de  mededinging  van  de  elektriciteitssector  in  Europa  waarbij  de  zgn.  “in  aanmerking  komende  afnemers”  in  de  mogelijkheid  worden  gesteld  om  leveringscontracten  af  te  sluiten  met  de  producenten  van  hun  keuze.  Daarnaast  beoogt  de  eerste  Elektriciteitsrichtlijn  een  onafhankelijk  beheer  van  het  transmissienet,  de  vrijheid  van  vestiging  voor  de  bouw  van  nieuwe  productie‐ installaties,  de  vrije  toegang  tot  het  net,  een  sterkere  regulering  van  de  elektriciteitsmarkt,  alsook  de  mogelijkheid  voor  de  lidstaten  om  openbare  dienstverplichtingen op te leggen aan de ondernemingen van de elektriciteitssector.   Uit  de  ervaring  die  werd  opgedaan  met  de  uitvoering  van  de  eerste  Elektriciteitsrichtlijn blijkt enerzijds, dat de interne markt voor elektriciteit voordelen  heeft  ondervonden  in  de  vorm  van  verbeterde  efficiëntie,  kwalitatief  betere  dienstverlening,  toegenomen  concurrentie  en  prijsverlagingen  maar  anderzijds  zijn  er nog belangrijke tekortkomingen en mogelijkheden tot verbetering van de werking  van  de  markt  merkbaar.  Om  deze  tekortkomingen  en  mogelijkheden  tot  verbeteringen te realiseren heeft de Europese Unie (hierna: “EU”) op 26 juni 2003 de  tweede Elektriciteitsrichtlijn afgekondigd.25  De  wetgeving  met  betrekking  tot  de  gasmarkt  heeft  een  gelijkaardige  evolutie  ondergaan,  vooreerst  heeft  de  EU  de  eerste  Gasrichtlijn  op  22  juni  1998  afgekondigd. Met het oog op de voltooiing van de Europese interne gasmarkt heeft  men vervolgens de tweede Gasrichtlijn afgekondigd. Deze tweede Gasrichtlijn bevat  zowel  een  aantal  kwantitatieve  voorstellen  in  functie  van  de  marktopening  als  een  aantal  kwalitatieve  voorstellen  in  functie  van  de  minimumverplichtingen  met  betrekking tot de toegang tot het net, consumentenbescherming, regelgeving en de  ontvlechting van de transmissie‐ en distributiefunctie.  Door  de  goedkeuring  van  de  tweede  Elektriciteits‐  en  Gasrichtlijn  zijn  de  basisstructuren  aanwezig  voor  de  ontwikkeling  van  een  Europese  interne  markt.  Niettemin dient te worden vastgesteld dat vele markten op de nationale leest blijven  geschoeid  en  gedomineerd  worden  door  een  beperkt  aantal  ondernemingen.  De  ontwikkeling van een werkelijk concurrerende Europese energiemarkt wordt volgens  de Commissie voornamelijk belemmerd door de verschillende benaderingen van een  aantal technische specificaties, waaronder de bevoegdheden van de regelgevers, de  mate  van  onafhankelijkheid  van  de  netbeheerders  ten  aanzien  van  concurrerende  activiteiten, de regels met betrekking tot de netten, de balancing (netevenwicht), de  gasopslag,  etc.26  Om  deze  tekortkomingen  van  de  energiemarkt  op  te  vangen  werden  op  Europees  niveau  de  voorbije  jaren  diverse  initiatieven  ondernomen.  De                                                          25

 B. DELVAUX, “Afdeling 2: Elektriciteit, A. Federaal” in K. DEKETELAERE (ed.), Handboek Milieu‐ en Energierecht,  Brugge, die Keure, 2006, pp. 1050‐1052.   26

  Groenboek,  Een  Europese  strategie  voor  duurzame,  concurrerende  en  continue  geleverde  energie  voor Europa, 8 maart 2006, COM (2006) 105, p. 6, zie Mededeling van de Commissie aan de Raad en  het  Europees  Parlement,  Verslag  over  de  vorderingen  die  worden  gemaakt  bij  de  totstandbrenging  van de interne markt voor gas en elektriciteit, COM (2005) 568 en http://ec.europa.eu/energy/green‐ paper‐energy/index_en.htm.         

43 

recentste afkondigingen hieromtrent zijn het derde pakket aan ontwerprichtlijnen en  ‐verordeningen  met  het  oog  op  de  verdere  vrijmaking  van  de  elektriciteits‐  en  gasmarkt en het klimaat actieplan dat ook allerlei ontwerprichtlijnen bevat. De finale  goedkeuring van dit derde pakket wordt verwacht in de loop van 2009.27   (b) Decentrale energievoorziening op Europeees niveau Los van de in de inleiding vermelde aankondiging van de Europese Commissie dat zij  werk  zal  maken  van  een  nieuw  juridisch  kader  voor  gedecentraliseerde  productie,  kan worden vermeld dat de tweede Elektriciteitsrichtlijn reeds in bepalingen voorziet  die de toepassing van decentrale productie van elektriciteit dient te bevorderen.   Hierbij  kan  worden  verwezen  naar  artikel  6,  derde  lid  van  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  dat  stelt  dat  lidstaten  ervoor  dienen  te  zorgen  dat  bij  de  vergunningsprocedures voor kleine en/of plaatselijke elektriciteitsproductie rekening  dient  te  worden  gehouden  met  hun  beperkte  grootte  en  potentiële  effect.  Noteer  dat  op  basis  van  artikel  2,  31°  van  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  plaatselijke  elektriciteitsproductie  wordt  gedefinieerd  als  een  productie‐installatie  die  aangesloten  is  op  het  distributienet.  Hierbij  is  het  enigszins  opmerkelijk  dat  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  in  deze  definitie  expliciet  vermeld  dat  bij  plaatselijke  elektriciteitsproductie,  de  productie‐installatie  aangesloten  is  op  het  distributienet,  dit zou volgens de auteur ook kunnen op een directe lijn.   Daarnaast  dienen  de  distributienetbeheerders  op  grond  van  artikel  13,  zevende  lid  van  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  bij  de  planning  van  de  ontwikkeling  van  het  distributienet  te  overwegen  of  energie‐efficiënte  maatregelen  en/of  plaatselijke  elektriciteitsproductie  de  noodzaak  van  een  verbetering  of  vervanging  van  elektriciteitscapaciteit niet kunnen opvangen. Ten slotte bepaalt artikel 23, (f) van de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  dat  de  nationale  regelgevende  instanties  dienen  te  garanderen  dat  de  bepalingen,  voorwaarden  en  tarieven  voor  de  aansluiting  van  nieuwe  elektriciteitsproducenten  objectief,  transparant  en  niet  discriminerend  zijn  en  bovendien  volledig  rekening  houden  met  de  kosten  en  de  voordelen  van  de  verschillende  technologieën  inzake  duurzame  energiebronnen,  gedecentraliseerde  productie en warmtekrachtkoppeling.   Naast  de  bepalingen  met  betrekking  tot  de  plaatselijke  elektriciteitsproductie  voorziet  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  in  een  definitie  van  een  directe  lijn.  Op  grond  van  het  artikel  2,  15°  is  een  directe  lijn  “een  elektriciteitslijn  die  een  geïsoleerde  productielocatie  met  een  geïsoleerde  afnemer  verbindt,  of  een  elektriciteitslijn  die  een  elektriciteitsproducent  en  een  elektriciteitsleverancier  met  elkaar verbindt om hun eigen vestigingen, dochterondernemingen en in aanmerking  komende  afnemers  direct  te  bevoorraden”.  Vervolgens  stelt  artikel  22  dat  de  lidstaten  maatregelen  dienen  te  treffen  opdat:  (a)  gevestigde                                                          27

  Voor  meer  informatie  m.b.t.  dit  derde  pakket  zie  http://ec.europa.eu/energy/electricity/package_2007/  index_  en.htm  en  het  klimaatpakket  zie  http://ec.europa.eu/energy/climate_actions/index_en.htm.  

44 

elektriciteitsproducenten  en  bedrijven  die  elektriciteit  leveren,  hun  eigen  vestigingen,  dochterondernemingen  en  in  aanmerking  komende  afnemers  via  een  directe lijn kunnen bevoorraden en (b) elke in aanmerking komende afnemer via een  directe  lijn  kan  worden  bevoorraad  door  een  producent  en  door  een  bedrijf  dat  elektriciteit levert. Ten slotte, bepaalt dit artikel dat de lidstaten de vergunning voor  de  aanleg  van  een  directe  lijn  afhankelijk  kunnen  maken  van  een  weigering  van  toegang  tot  het  transmissie‐  en  distributienet.  Zoals  zal  blijken  uit  deze  bijdrage  heeft alvast de federale overheid hiervan toepassing gemaakt.    Tevens  kan  er  op  worden  gewezen  dat  men  op  Europees  niveau  ervoor  geopteerd  heeft  om  een  juridisch  kader  uit  te  werken  dat  de  productie  van  elektriciteit  uit  hernieuwbare  energiebronnen  en  de  toepassing  van  warmtekrachtkoppeling  bevordert.  Hiervoor  heeft  men  2  richtlijnen  afgekondigd,  met  name  de  richtlijn  betreffende  de  bevordering  van  elektriciteitsopwekking  uit  hernieuwbare  energiebronnen  op  de  interne  elektriciteitsmarkt28  en  de  richtlijn  inzake  de  bevordering van warmtekrachtkoppeling op basis van de vraag naar nuttige warmte  binnen de interne energiemarkt en tot wijziging van richtlijn 92/42/EEG29.   Beide  richtlijnen  voorzien  in  bepalingen  die  de  lidstaten  er  moeten  toe  zetten  hun  bestaande  regelgeving,  die  in  een  vergunningsprocedures  voorziet  voor  installaties  die  elektriciteit  produceren  uit  hernieuwbare  energiebronnen,  respectievelijk  voor  hoogrenderende (lees kwalitatieve) warmtekrachtkoppelingseenheden, te evalueren  en  vervolgens  de  belemmeringen  die  de  verhoogde  toepassing  van  beide  vormen  zou  beperken,  te  verwijderen.  Tevens  moeten  de  lidstaten  erover  waken  dat  de  regels met betrekking tot de vergunningsprocedures objectief, transparant en niet‐ discriminerend  zijn  en  ten  volle  rekening  houden  met  de  karakteristieken  van  de  verschillende technologieën.30  Bovendien  voorzien  beide  richtlijnen  in  de  mogelijkheid  voor  de  lidstaten  om  steunmaatregelen uit te werken voor de producenten die elektriciteit produceren uit  hernieuwbare  energiebronnen,  respectievelijk  producenten  die  toepassing  maken  van  hoogrenderende  warmtekrachtkoppeling.31  De  in  de  EU  gebruikte  steunmaatregelen  voor  elektriciteit  uit  hernieuwbare  energiebronnen  kunnen  ingedeeld  worden  in  4  groepen  waaronder  de  feed‐in‐tarieven,  groenestroomcertificaten, aanbestedingsregelingen en belastingsvoordelen.32   Ten  slotte,  kan  er  op  worden  gewezen  dat  de  lidstaten  maatregelen  dienen  te  nemen  om  ervoor  te  zorgen  dat  de  netbeheerders  op  hun  grondgebied  de  transmissie  en  distributie  van  elektriciteit  uit  hernieuwbare  energiebronnen  of  uit  hoogrenderende  warmtekrachtkoppeling  garanderen.  Aan  deze  elektriciteit  kan                                                          28

 PB nr. L 283 van 27 oktober 2001 (hierna Richtlijn 2001/77/EG).    PB nr. L 52 van 21 februari 2004 (hierna Richtlijn 2004/8/EG).   30  Zie artikel 6 van de Richtlijn 2001/77/EG en artikel 9 van de Richtlijn 2004/8/EG.   31  Zie artikel 4 van de Richtlijn 2001/77/EG en artikel 7 van de Richtlijn 2004/8/EG.   32   Mededeling  van  de  Commissie  van  7  december  2005,  Steun  van  elektriciteit  uit  hernieuwbare  energiebronnen, COM (2005) 627, p. 4.   29

45 

voorrang  voor  de  toegang  tot  het  net  worden  verleend.  Bij  de  dispatching  van  opwekkingsinstallaties  moeten  de  transmissiebeheerders  aan  de  opwekkingsinstallaties  die  gebruik  maken  van  hernieuwbare  energiebronnen  of  hoogrenderende  warmtekrachtkoppeling  voorrang  verlenen  in  de  mate  dat  de  werking van het nationale elektriciteitssysteem dit toelaat33. Noteer dat het recent  afgekondigde  klimaatpakket  deze  bepalingen  in  belangrijke  mate  zal  wijzigen  en  aanvullen34.   Uit  het  voorgaande  kan  alvast  worden  afgeleid  dat  men  vanuit  Europees  niveau  omwille  van  de  voordelen  (bevorderen  voorzieningszekerheid,  beperking  uitstoot  broeikasgassen,  bevorderen  vrijmaking  elektriciteits‐  en  gasmarkt,  verbeteren  van  economische en sociale vooruitzichten, etc.) zowel het aandeel van geproduceerde  elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen als de toepassing van hoogrenderende  warmtekrachtkoppeling  wil  bevorderen  door  de  lidstaten  te  verplichten  in  het  nemen van allerlei maatregelen. Dit heeft tot gevolg dat die vormen van decentrale  energievoorziening  die  toepassing  maken  van  hernieuwbare  energiebronnen  en/of  hoogrenderende warmtekrachtkoppeling in belangrijke mate in de diverse lidstaten  kunnen genieten van een ondersteuningsmechanisme. Hierbij kan men zich de vraag  stellen  of  deze  ondersteuningsmechanismen  voldoende  zijn  voor  de  verdere  ontwikkeling van decentrale energievoorziening onder lokaal beheer?   4.4.2  Het federale kader  (a) Algemene schets Tot  omzetting  van  de  eerste  Elektriciteitrichtlijn  heeft  de  federale  overheid  de  Elektriciteitswet  goedgekeurd.  De  Elektriciteitswet  werd  sinds  haar  afkondiging  de  voorbije jaren meermaals gewijzigd35. Eén van de belangrijkste wijziging die in 2005  werd  goedgekeurd  door  de  federale  overheid  was  de  wet  van  1  juni  2005  tot  wijziging  van  de  wet  van  29  april  1999  betreffende  de  organisatie  van  de  elektriciteitsmarkt36 (hierna: “Elektriciteitswet van 1 juni 2005”) tot omzetting van de  tweede Elektriciteitsrichtlijn.37   De  wetgeving  met  betrekking  tot  de  gasmarkt  heeft,  zoals  hierboven  reeds  werd  vermeld,  op  Europees  niveau  een  gelijkaardige  evolutie  ondergaan  als  de  elektriciteitsmarkt.  Tot  omzetting  van  de  eerste  Gasrichtlijn  heeft  de  Belgische  wetgever de bepalingen van de wet van 12 april 1965 betreffende het vervoer van  gasachtige  produkten  en  andere  door  middel  van  leidingen  (hierna:  “Gaswet”)  gewijzigd door de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de gasmarkt                                                          33

 Zie artikel 7 van de Richtlijn 2001/77/EG en artikel 8 van de Richtlijn 2004/8/EG.    Zie http://ec.europa.eu/energy/climate_actions/index_en.htm.   35   Voor  een  kort  overzicht  van  deze  wetswijzigingen  aan de  Elektriciteitswet  zie  T.  VANDEN  BORRE,  “Overzicht  van  de  evolutie  van  de  vrijmaking  van  de  elektriciteits‐  en  gasmarkt  in  België”,  in  T.  VANDEN BORRE (ed.), l.c., pp. 1‐50  36  B.S. 14 juni 2005.   37  Zie supra.   34

46 

en  het  fiscaal  statuut  van  de  elektriciteitsproducenten38.  Vervolgens  heeft  de  Belgische  wetgever  de  bepalingen  van  de  tweede  Gasrichtlijn39  op  federaal  niveau  omgezet  door  de  wet  van  1  juni  2005  tot  wijziging  van  de  wet  van  12  april  1965  betreffende  het  vervoer  van  gasachtige  producten  en  andere  door  middel  van  leidingen (hierna: “Gaswet van 1 juni 2005”)40.   (b) Decentrale energievoorziening op federaal niveau  Productievergunning  Aan  de  hand  van  de  hierboven  besproken  bevoegdheidsverdeling  kan  worden  afgeleid  dat  de  productie  van  energie  op  basis  van  de  BWHI  tengevolge  van  haar  technische  en  economische  ondeelbaarheid  een  federale  bevoegdheid  is.  Deze  federale  bevoegdheid  werd  verder  uitgewerkt  in  het  artikel  4  van  de  Elektriciteitswet. Volgens de eerste paragraaf van dit artikel is de bouw van nieuwe  installaties  voor  de  productie  van  elektriciteit  steeds  onderworpen  aan  de  voorafgaande  toekenning  van  een  individuele  vergunning  afgeleverd  door  de  Minister op voorstel van de CREG. Deze bepaling werd aangevuld door artikel 7 van  de  wet  van  31  januari  2003  houdende  de  geleidelijke  uitstap  uit  kernenergie  voor  industriële elektriciteitsproductie41 waardoor in artikel 4 expliciet wordt vermeld dat  geen vergunning meer kan worden afgeleverd voor kerninstallaties met het oog op  de industriële productie van elektriciteit.42   Artikel  4  werd  door  de  Elektriciteitswet  van  1  juni  2005  gewijzigd.  Na  de  inwerkingtreding van deze wijziging zal de individuele vergunning voortaan worden  afgeleverd  op  advies  van  de  CREG  en  niet  meer  op  voostel.  De  reden  van  deze  wijziging  is  de  herverdeling  van  de  beleidsvoorbereidende  taken  tussen  de  Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (hierna: “CREG”) en de  Algemene Directie voor Energie in overeenstemming met het Regeerakkoord van 14  juli 200343.   De keuze voor een vergunningstelsel (i.p.v. een aanbestedingsstelsel) wordt gestoeld  op  een  drietal  redenen:  het  is  eenvoudiger,  het  schuift  de  marktrisico’s  van  een  investering  in  de  voeten  van  de  operatoren  en  het  werkt  de  technologische  mededinging  in  de  hand.  Het  wordt  aan  de  Koning  overgelaten  om  te  bepalen  of                                                          38

 B.S. 11 mei 1999.    Zie supra.   40  B.S. 14 juni 2005.  41  B.S. 28 februari 2003.   42  Zie T. VANDEN BORRE, “De federale bijdrage in de vrijmaking van de elektriciteits‐ en gasmarkt”, in  K. DEKETELAERE (ed.), Jaarboek Energierecht 2002, Antwerpen, Intersentia, 2003, pp. 53 en 54 en J.  MICHIELS,  “De  wet  van  31  januari  2003  houdende  de  geleidelijke  uitstap  uit  de  kernenergie  voor  industriële elektriciteitsproductie”, MER juni 2003/2, pp. 85‐101.   43   Het  Regeerakkoord  van  14  juli  2003  stelt  hieromtrent:  “Het  beleid  inzake  de  vrijmaking  van  de  elektriciteits‐ en gasmarkt zal tevens slagkrachtiger worden door een duidelijke lijn te trekken tussen  de beleidsvoorbereidende taken van de administratie en de taken van de CREG als regulator van de  marktwerking”.    39

47 

deze  vergunningsvereiste  ook  moet  toegepast  worden  op  verbouwingen  of  andere  aanpassingen  van  bestaande  installaties  en  of  de  vergunningsplicht  kan  worden  vervangen  door  een  meldingsplicht  voor  de  bouw  van  installaties  met  een  laag  vermogen.  Deze  vergunningsvereisten  en  de  te  volgen  procedure  werden  verder  uitgewerkt in het koninklijk besluit van 11 oktober 2000 betreffende de toekenning  van  individuele  vergunningen  voor  de  bouw  van  installaties  voor  de  productie  van  elektriciteit.44   Alvorens dieper in te gaan op het toepassingsgebied van het KB van 11 oktober 2000  kan  worden  vermeld  dat  op  grond  van  artikel  1,  4°  onder  een  installatie  dient  te  worden  verstaan:  “elke  installatie of  geheel  van  installaties  met  laag  vermogen die  zich  op  dezelfde  site  bevinden  en  bestemd  zijn  voor  de  elektriciteitsproductie,  in  de  betekenis  van  artikel  4,  §1  van  de  wet  (lees  Elektriciteitswet),  met  inbegrip  van  installaties  van  zelfopwekkers  en  de  warmtekrachtkoppelingsinstallaties  in  de  betekenis  van  artikel  2,  2°  en  3°  van  de  wet  (lees  Elektriciteitswet)”.  Uit  de  analyse  van  deze  definitie  kan  worden  afgeleid  dat  het  alle  vormen  van  elektriciteitsproductie omvat. Tevens definieert het KB van 11 oktober 2000 in artikel  1, 7° het netto ontwikkelbaar vermogen als “het maximaal vermogen betreffende het  enig  actief  vermogen  dat  doorlopend  geproduceerd  wordt  gedurende  een  periode  van  verlengde  werking,  met  dien  verstande  dat  de  gehele  installatie  verondersteld  wordt volledig in werking te zijn en dat rekening wordt gehouden met de gemiddelde  klimaatomstandigheden van de site”.  Vervolgens is op grond van artikel 2, paragraaf 1 van het KB van 11 oktober 2000 de  voorafgaande toekenning van een individuele vergunning vereist voor verbouwingen  of  aanpassingen  van  bestaande  installaties45  waarvoor  geen  door  de  wet  (lees  Elektriciteitswet)  bedoelde  vergunning  bestaat,  indien  deze  aanpassingen  of  verbouwingen aanleiding geven tot een elektriciteitstoename van: (a) meer dan 10%  van  het  netto  ontwikkelbaar  vermogen  van  de  installatie  of  (b)  meer  dan  25  elektrische MW van het netto ontwikkelbaar vermogen van de installatie. Niettemin,  dient  men  de  waarde  van  elke  toename  lager  dan  of  gelijk  aan  de  hierboven  vermelde  grenzen  en  de  technische  eigenschappen  van  de  toename  van  het  netto  ontwikkelbaar  vermogen  voorafgaandelijk  te  melden  aan  de  CREG  en  de  minister.  Uit  het  advies  van  de  CREG  bij  het  ontwerp  van  koninklijk  besluit  kan  worden  afgeleid  dat  men  door  de  toepassing  van  dit  koninklijk  besluit  de  ontwikkeling  van  kleine gedecentraliseerde installaties niet wil afremmen. Bijgevolg werd voorgesteld  om  de  drempel  vanaf  welke  een  vergunning  verplicht  is  niet  al  te  sterk  te  doen  dalen. De keuze om deze drempel op 25 MW te plaatsen is volgens het advies van de  CREG  in  de  toenmalige  omstandigheden  niet  willekeurig  aangezien  deze 

                                                        44

 B.S. 1 november 2000 (hierna “KB van 11 oktober 2000”).    Noteer  dat  het  KB  van  11  oktober  2000  op  grond  van  artikel  1,  5°  een  bestaande  installatie  definieert  als:  elke  installatie  waarvoor  de  wettelijke  vereiste  bouw‐  en  milieuvergunningen  reeds  werden  verleend  en  voor  de  bouw  waarvan  reeds  contracten  met  één  of  meerdere  aannemers  van  werken werden ondertekend voor de inwerkingtreding van dit besluit (lees KB van 11 oktober 2000).   45

48 

beantwoordt aan het netto ontwikkelbaar vermogen van een kleine gasturbine met  een rendement van meer dan 40%46.   Overeenkomstig paragraaf 2 is de bouw van een nieuwe installatie47 vrijgesteld van  de  voorafgaande  individuele  vergunning  indien  het  netto  ontwikkelbaar  vermogen  van  de  installatie  lager  is  dan  of  gelijk  is  aan  25  elektrische  MW.  Zowel  het  netto  ontwikkelbaar  vermogen  als  de  lokalisatie  dienen  voorafgaand  te  worden  gemeld  aan  de  CREG  en  de  minister.  Daarnaast  omvat  artikel  3  de  diverse  criteria  voor  de  toekenning  van  de  vergunningen  het  betreft  ondermeer:  (a)  de  integratie  van  de  installatie  in  het  elektriciteitsnet  waarbij  de  aanvrager  dient  te  argumenteren  dat  deze installatie  bijdraagt  tot  het respecteren van  de  openbare  dienstverplichtingen  op  het  vlak  van  kwaliteit  en  regelmatigheid  van  de  elektriciteitsleveringen;  (b)  de  conformiteit van de installatie met het technische reglement48; (c) de aanwezigheid  bij de aanvrager of in de schoot van de instantie die belast is met de exploitatie van  een  aangepaste  functionele  en  financiële  structuur  die  de  mogelijkheid  biedt  preventieve maatregelen te plannen en toe te passen ten einde de betrouwbaarheid  en  veiligheid  van  de  installatie  te verzekeren en  eveneens,  desgevallend,  te  zorgen  voor  een  buiten  dienstelling  of  definitieve  afstand  in  optimale  en  veilige  omstandigheden en met respect voor het milieu; etc.   Vervolgens  bepalen  de  artikelen  4  tot  en  met  10  de  procedure  en  inhoud  van  de  aanvraag  van  de  vergunning  en  de  herziening,  intrekking  en  overdracht  van  de  vergunning.  Op  basis  van  het  voorgaande  kan  worden  afgeleid  dat  elke  nieuwe  decentrale  elektriciteitsproductie‐installatie,  dus  ongeacht  de  keuze  van  elektriciteitsproductie‐installatie,  over  een  vergunning  conform  de  bepalingen  van  het KB van 11 oktober 2000 zal moeten beschikken indien het netto ontwikkelbaar  vermogen van deze decentrale installatie (één of een geheel van installaties met een  laag vermogen die zich dezelfde site bevinden)49 hoger is dan 25 elektrische MW.      Noteer dat voor de wetswijziging door de Elektriciteitswet van 1 juni 2005 de CREG  met de instemming van de minister op grond van artikel 5 van de Elektriciteitswet,  indien  zij  vaststelde  dat  de  aanvragen  van  vergunningen  voor  nieuwe  installaties  voor elektriciteitsproductie te kort schoten in verhouding tot de productiemiddelen  voorzien in het indicatief programma, een daartoe strekkend bericht in de nationale  en internationale pers kon bekend maken. Tijdens de omzetting van artikel 7 van de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  werden  de  bepalingen  van  artikel  5  van  de  Elektriciteitswet  opgeheven  en  door  de  wetgever  vervangen  door  een  offerteaanvraag  voor  de  bouw  van  nieuwe  elektriciteitsproductie‐installaties.  Deze                                                          46

  Advies  van  de  CREG  van  23  maart  2000  A  2000/002‐D  over  het  ontwerp  van  koninklijk  besluit  betreffende  de  toekenning  van  individuele  vergunningen  voor  de  bouw  van  installaties  voor  de  productie  van  elektriciteit,  genomen  in  uitvoering  van  artikel  4  van  de  wet  van  29  april  1999  betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt, p. 14.   47  Noteer dat het KB van 11 oktober 2000 op grond van artikel 1, 6° een nieuwe installatie definieert  als: elke installatie die geen bestaande installatie is.   48   Zie  het  koninklijk  besluit  van  19  december  2002  houdende  een  technisch  reglement  voor  het  beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe, B.S. 28 december 2002.    49  Voor de definitie van installatie zie artikel 1, 4° van het KB van 11 oktober 2000.   

49 

offerteaanvraag  kan  door  de  minister  worden  uitgeschreven  indien:  (a)  de  in  aanbouw zijnde productiecapaciteit; (b) de maatregelen op het gebied van energie‐ efficiëntie of (c) het beheer van de vraag onvoldoende zijn. Op grond paragraaf 2 van  het artikel 5, dient de minister zijn keuze voor de offerteaanvraag te motiveren aan  de  hand  van  een  aantal  criteria,  waaronder:  (a)  het  niet  afgestemd  zijn  van  het  productiepark, rekening houdend met de prospectieve studie50, op de ontwikkeling  van de elektriciteitsaanvraag op middellange en lange termijn; (b) de investeringen  om  de  productiecapaciteit  te  verhogen,  onverminderd  de  investeringen  met  betrekking  tot  energie‐efficiëntie  en  (c)  de  in  artikel  21  van  de  Elektriciteitswet  bedoelde openbare dienstverplichtingen.   Productie‐afwijking  Ten  slotte  werd  artikel  4  door  de  wet  van  20  juli  2005  houdende  diverse  bepalingen51 aangevuld met een nieuwe paragraaf 4. Deze nieuwe paragraaf strekt  ertoe de concurrentie in de elektriciteitsproductie te versterken en voorziet dat de  Koning  bij  een  in  ministerraad  overlegd  besluit,  na  advies  van  de  CREG  en  mits  naleving  van  de  door  hem  bepaalde  bijzondere  voorwaarden,  een  tolerantiemarge  voor  het  behoud  van  het  netevenwicht  kan  vastleggen  voor  nieuwe  productie‐ installaties  (ongeacht  de  aard  van  de  gebruikte  primaire  energie).  Naar  zulke  tolerantiemarge wordt in paragraaf 4 met de vermelding van het begrip productie‐ afwijking  verwezen.  Dit  begrip  wordt  in  artikel  2,  38°  van  de  Elektriciteitswet  gedefinieerd  als  “het  verschil,  positief  of  negatief  tussen enerzijds  het  geïnjecteerd  vermogen  en  anderzijds  de  nominatie  van  het  geïnjecteerd  vermogen  voor  een  bepaalde tijdseenheid op een bepaald moment, uitgedrukt in kilowatt (kW)”.   Van  dit  gunstregime  kunnen  enkel  die  producenten  genieten,  die  afzonderlijk  of  gezamenlijk met verbonden ondernemingen minder dan 10 procent van de in België  verbruikte  energie  tijdens  het  voorbije  jaar  hebben  geleverd.  Bovendien  voorziet  deze nieuwe paragraaf in de mogelijkheid om deze tolerantiemarge ook te voorzien  voor de productie‐installaties die gebruik maken van hernieuwbare energiebronnen  of  warmtekrachtkoppeling  mits  overleg  hieromtrent  met  de  gewesten52.  Tot  op  heden werd op federaal niveau nog geen koninklijk besluit afgekondigd dat voorziet  in  de  uitvoering  van  deze  nieuwe  paragraaf  4.  Niettemin,  dient  te  worden  vastgesteld  dat  indien  dit  koninklijk  besluit  in  werking  zou  treden,  de  decentrale  productie‐installaties wellicht ook zullen kunnen genieten van de productie‐afwijking  op grond van paragraaf 4 van het artikel 4 van de Elektriciteitswet. 

                                                        50

  Noteer  dat  de  prospectieve  studie  het  evenwicht  zal  bepalen  tussen  vraag  en  aanbod  op  de  Belgische  markt,  het  niveau  van  de  te  verwachte  toekomstige  vraag,  de  geplande  of  in  aanbouw  zijnde  extra  capaciteit  beoordelen,  alsook  de  kwaliteit  en  het  niveau  van  het  onderhoud  van  de  netten  en  de  maatregelen  in  geval  van  piekbelasting  of  in  gebreke  blijven  van  één  of  meerdere  leveranciers en zie ook artikel 3 van de Elektriciteitswet.     51  B.S. 29 juli 2005.   52

 B. DELVAUX, “Afdeling 2: Elektriciteit, A. Federaal”, l.c., pp. 1055‐1056.  

50 

Noteer  dat  het  Grondwettelijk  Hof  (hierna:  “Hof”)  in  een  arrest  van  5  december  200653 zich heeft uitgesproken over een beroep tot vernietiging van het artikel 62  van de wet van 20 juli 2005 houdende diverse bepalingen54. Dit artikel voorziet in  een  wijziging  van  de  bepalingen  van  het  artikel  7  van  de  Elektriciteitswet  met  betrekking tot de offshorewindmoleninstallaties. Volgens de verzoekende partijen55  voorziet het bestreden artikel in een onverantwoord verschil in behandeling tussen  de  producenten  van  elektriciteit  die  wordt  opgewekt  uit  wind  in  de  zeegebieden  waarin  België  zijn  rechtsmacht  kan  uitoefenen  op  grond  van  het  internationaal  zeerecht, de zgn. offshorewindmoleninstallaties, en de producenten van elektriciteit  die  wordt  opgewekt  uit  andere  hernieuwbare  energiebronnen,  en  meer  bepaald  door de zgn. onshorewindmoleninstallaties die zich op het vasteland bevinden.   De  bestreden  bepaling  voorziet  in  eerste  instantie  in  een  gedeeltelijke  financiering  van  maximum  25  miljoen  euro  voor  de  aansluitingskabel  ten  gunste  van  de  offshorewindmoleninstallaties met een vermogen van 216 MW of meer. Daarnaast  voorziet  artikel  62  van  de  Wet  van  20  juli  2005  in  een  tolerantiemarge  voor  de  productieafwijking  die  ertoe  strekt  de  meerprijs  ten  gevolge  de  ongelijkmatige  productie van offshorewindmolens te beperken. Ten slotte, voorziet dit artikel in de  mogelijkheid voor de Koning om in welbepaalde situaties op voorstel CREG, met het  oog  op  de  garantie  van  de  investeringszekerheid  van  een  offshoreproject,  de  noodzakelijke  aanpassingen  door  te  voeren  aan  de  prijs  van  de  groenestroomcertificaten  die  verbonden  zijn  aan  het  desbetreffende  offshoreproject.56  Deze  verschillende  maatregelen,  op  grond  van  artikel  62  van  de  Wet van 20 juli 2005, ten gunste van de offshorewindmoleninstallaties worden door  de  verzoekende  partijen  als  discriminerend  beschouwd  ten  aanzien  van  de  andere  installaties voor de productie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen.   Voor de beoordeling van het bekritiseerde verschil dient volgens het Hof te worden  vastgesteld  of  de  bevordering  van  de  hernieuwbare  energiebronnen,  niet  inhoudt  dat de verschillende hernieuwbare energiebronnen op strikt identieke wijze dienen  te worden bevorderd. Voor de uitvoering van deze analyse is het Hof van oordeel dat  men rekening moet houden met de context van de bestreden bepaling, de specifieke  technische  en  geografische  kenmerken  van  de  verschillende  hernieuwbare  energiebronnen en de bevoegdheidsverdeling inzake energie tussen de federale en  gewestelijke overheden. Aan de hand van een omstandige analyse concludeert het  Hof dat zowel op technisch, als op  basis van de bevoegdheidsverdelende regels de  situatie  van  de  offshorewindmoleninstallaties  in  het  kader  van  de  financiering  niet  kan worden vergeleken met de situatie van de onshorewindmoleninstallaties, noch                                                          53

 B. DELVAUX, Overzicht rechtspraak energiezaken, MER 2007 ‐2, p. 109 – 112.  

54

 B.S. 29 juli 2005 (hierna de Wet van 20 juli 2005).    De vzw EDORA – Fédération de l’éléctricité d’origine renouvable et alternative; de vzw Association  pour la promotion des énergies renouvables; de nv Air Energy; de nv Merythem; de nv Promeole; de  bvba Renewable Power Company en B. Pevee.   56  Voor een analyse van deze bepalingen zie T. VERMEIR, “Groene energie: u vraagt, wij draaien, de  burgers betalen”, in K. DEKETELAERE (ed.), Jaarboek Energierecht 2005‐2006, Antwerpen, Intersentia,  2007, p. 172‐189.   55

51 

met die van de andere hernieuwbare energiebronnen. Naast een aantal bijkomende  overweging  verwerpt  het  Hof  het  beroep  van  de  verzoekende  partijen  tegen  de  bestreden bepaling. Noteer dat momenteel in dit kader nog een procedure lopende  is  bij  de  Raad  van  State  die  mogelijks  een  impact  kan  hebben  op  onshorewindmoleninstallaties.    Federale systeem van groenestroomcertificaten  Teneinde  het  gebruik  van  hernieuwbare  energiebronnen  aan  te  moedigen  en  haar  positie  te  verstevigen,  wordt  aan  de  Koning,  op  grond  van  artikel  7  van  de  Elektriciteitswet de bevoegdheid gegeven om bij een in ministerraad overlegd besluit  een aantal maatregelen te treffen, waaronder: (a) maatregelen om een verzekerde  afzet  op  de  markt,  tegen  een  minimumprijs,  van  een  minimumvolume  elektriciteit  geproduceerd met aanwending van hernieuwbare energiebronnen te garanderen en  (b) een mechanisme ter financiering van alle of een deel van de netto‐lasten die uit  dergelijke maatregelen voortvloeien.   In uitvoering van de bepalingen van artikel 7 van de Elektriciteitswet en de omzetting  van de Richtlijn 2001/77/EG op federaal niveau werd het koninklijk besluit van 16 juli  2002  betreffende  de  instelling  van  mechanismen  voor  de  bevordering  van  elektriciteit  opgewekt  uit  hernieuwbare  energiebronnen  afgekondigd57.  Dit  KB  van  16  juli  2002  voorziet  in:  (a)  de  erkenningsprocedure  van  de  keursinstellingen  die  belast  zijn  met  het  afleveren  van  de  certificaten  van  oorsprongsgarantie  en  het  uitoefenen  van  controles;  (b)  de  procedure  voor  de  toekenning  van  de  certificaten  van oorsprongsgarantie; de voorwaarden en procedure voor het toekennen van de  groenestroomcertificaten en (d) de bepalingen met betrekking tot een minimumprijs  voor  elektriciteit  geproduceerd  met  de  aanwending  van  hernieuwbare  energiebronnen.   Het  artikel  14  van  het  KB  van  16  juli  2002  werd  door  het  koninklijk  besluit  van  5  oktober  200558  gewijzigd.59  Met  deze  wijziging  werd  de  minimumprijs  voor  de  productie  van  offshore  windenergie  opgewekt  met  installaties  die  het  voorwerp  uitmaken  van  een  domeinconcessie  ten  belope  van  de  eerste  216  MW  van  90  euro/MWh verhoogd naar 107 euro/MWh. Daarnaast voorziet het nieuwe artikel in  een  aankoopverplichting  van  de  offshore  groenestroomcertificaten  door  de  netbeheerder gedurende een periode van twintig jaar.                                                             57

  B.S.  23  augustus  2002  (hierna  “KB  van  16  juli  2002”)  noteer  dat  dit  KB  van  16  juli  2002  werd  bekrachtigd  bij  wet  door  het  artikel  427  van  de  Programmawet  van  24  december  2002,  B.S.  31  december 2002.   58   Koninklijk  besluit  van  5  oktober  2005  tot  wijziging  van  het  koninklijk  besluit  van  16  juli  2002  betreffende  de  instelling  van  mechanismen  voor  de  bevordering  van  elektriciteit  opgewekt  uit  hernieuwbare energiebronnen, B.S. 14 oktober 2005.   59  Voor een verdere analyse zie T. VERMEIR, l.c., p. 186 en 187.  

52 

Daarentegen  genieten  de  groenestroomcertificaten  van  de  andere  vormen  van  hernieuwbare energiebronnen van een aankoopverplichting gedurende een periode  van  10  jaar.  Tevens  zal  de  aankoopverplichting  van  de  offshore  groenestroomcertificaten  het  voorwerp  uitmaken  van  een  contract  tussen  de  domeinconcessiehouder  en  de  netbeheerder.  De  CREG  heeft  in  haar  advies  erop  gewezen  dat  het  onduidelijk  is  waarom  deze  aankoopverplichting  het  voorwerp  dient uit te maken van een overeenkomst aangezien de aankoopverplichting zelf, de  duur  van  de  aankoopverplichting  en  de  prijs  van  de  offshore  groenestroomcertificaten  werden  opgenomen  in  het  nieuwe  artikel  14.  Volgens  de  auteur is dit wellicht om naast de wettelijke garantie nog een bijkomende garantie te  hebben via de privaatrechtelijke weg.    Op  basis  van  het  nieuwe  artikel  14  bedragen  de  minimumaankoopprijzen  die  de  netbeheerder  voor  de  groenestroomcertificaten  van  een  producent  van  groene  stroom moet betalen, voor:     

(a) offshore windenergie:  (i)

(ii)

107 euro/MWh voor elektriciteit opgewekt met installaties die  het voorwerp uitmaken van een domeinconcessie en voor de  productie  die  volgt  uit  de  eerste  216  MW  geïnstalleerde  capaciteit;  90  euro/MWh  voor  elektriciteit  opgewekt met  installaties  die  deel  uitmaken  van  dezelfde  domeinconcessie  voor  de  productie die volgt uit een geïnstalleerde capaciteit boven de  eerste 216 MW; 

(b) onshore windenergie: 50 euro/MWh;  (c) waterkracht: 50 euro/MWh;  (d) zonne‐energie: 150 euro/MWh en   (e)  andere  hernieuwbare  energiebronnen  (waaronder  biomassa):  20  euro/MWh.    Noteer dat het Vlaamse Gewest tot op heden niet voorziet in een aanvaarding van  de  federale  groenestroomcertificaten.  Hierdoor  zal  Elia  die  de  groenestroomcertificaten  moet  aankopen,  deze  groenestroomcertificaten  niet  kunnen verkopen aan de leveranciers die actief zijn in het Vlaamse gewest aangezien  ze deze groenestroomcertificaten niet kunnen aanwenden om te voldoen aan de aan  hun  opgelegde  quota60    en  bijgevolg  zal  de  kost  volledig  worden  verrekend  in  de  transmissienettarieven  naast  de  hierboven  vermelde  financiering  van  maximum  25  miljoen  euro  voor  de  aansluitingskabel  van  de  offshorewindmoleninstallaties  met                                                          60

 Zie infra.  

53 

een  vermogen  van  216  MW  of  meer.  Hierna  zal  kort  worden  stilgestaan  met  het  kader in het Vlaamse gewest.   Directe lijnen  De  aanleg  van  directe  lijnen  is  op  grond  van  artikel  17  van  de  Elektriciteitswet  onderworpen aan de voorafgaande toekenning van een vergunning door de minister  op voorstel van de CREG. Deze bepaling werd door artikel 15 van de Elektriciteitswet  van  1  juni  2005  gewijzigd  waardoor  de  vergunning,  na  de  inwerkingtreding  van  dit  artikel 15, niet meer zal worden afgeleverd op advies, maar op voorstel van de CREG.  Onder een directe lijn dient op grond van artikel 2, 17° van de Elektriciteitswet “elke  elektriciteitslijn ter aanvulling van het transmissienet, met uitzondering van de lijnen  die deel uitmaken van een distributienet” te worden verstaan.   Uit  deze  definitie  kan  worden  afgeleid  dat  de  federale  overheid  zich  bevoegd  acht  voor alle directe lijnen waaronder deze met een spanningsniveau lager of gelijk aan  70 kV. Dit is volgens de auteur in strijd met de BWHI op grond waarvan de gewesten  bevoegd  zijn  voor  de  distributie  en  het  plaatselijk  vervoer  van  elektriciteit  door  middel van netten waarvan de nominale spanning lager is of gelijk aan 70 kV.61  De  minister  kan  de  aanleg  toestaan  van  een  directe  lijn  die  bestemd  is  voor  de  bevoorrading  in  elektriciteit  (a)  door  een  in  België  gevestigd  producent  of  tussenpersoon62  van  één  van  zijn  eigen  vestigingen,  dochterondernemingen  of  in  aanmerking  komende  afnemers  en  (b)  van  een  in  België  gevestigde  in  aanmerking  komende  afnemer  door  een  producent  of  tussenpersoon  die  in  België  of  in  een  andere lidstaat van de Europese Unie is gevestigd. Vervolgens stelt paragraaf 2 van  artikel 17 dat de Koning na advies van de Commissie de criteria en procedure voor  de toekenning van vergunningen voor de aanleg van een directe lijn bepaalt. Hierbij  kan  de  Koning  de  vergunning  voor  een  directe  lijn  afhankelijk  stellen  van  een  weigering van toegang tot het transmissienet of van het ontbreken van een aanbod  tot  gebruik  van  een  distributienet  tegen  redelijke  economische  en  technische  voorwaarden. Hieraan werd gevolg gegeven in het koninklijk besluit van 11 oktober  2000 tot vaststelling van de criteria en de procedure voor toekenning van individuele  vergunningen voorafgaand aan de aanleg van directe lijnen63.   Op grond van artikel 2 van het KB van 11 oktober 2000 m.b.t. de directe lijnen dient  de vergunningsaanvraag te voldoen aan een aantal criteria waaronder:   (a) de  argumentatie  waarin  de  aanvrager  aantoont  dat  de  aanleg  van  de  nieuwe directe lijn bestemd is voor de bevoorradingscategorieën bedoeld                                                          61

 L. DERIDDER, “Handboek gas‐ en elektriciteitsliberalisering”, l.c., p. 339‐343 en 449.    Noteer dat een tussenpersoon in artikel 1, 15° van de Elektriciteitswet wordt gedefinieerd als: “een  natuurlijk of rechtspersoon die elektriciteit koopt met het oog op de doorverkoop ervan, behalve een  producent of een distributeur”.   63  B.S. 1 november 2000 (hierna “KB van 11 oktober 2000 i.v.m. de directe lijnen”).   62

54 

(b) (c) (d)

(e)

(f)

in  artikel  17,  §  1  van  de  Elektriciteitswet,  gestaafd  met  afschriften  van  leveringscontracten die met de afnemers zijn afgesloten;   de conformiteit van de directe lijn met het technisch reglement, genomen  ter uitvoering van artikel 11 van de Elektriciteitswet;   de gebruikte en in werking gestelde technologie;   de  aanwezigheid  bij  de  aanvrager  of  in  de  schoot  van  de  instantie  die  gelast is met de exploitatie, van een aangepaste functionele en financiële  structuur die de mogelijkheid biedt preventieve maatregelen te plannen  en  toe  te  passen  ten einde  de  betrouwbaarheid  en  de  veiligheid  van  de  directe lijn te verzekeren en eveneens, desgevallend, te zorgen voor een  buiten  dienststelling  of  definitieve  afstand  in  optimale  en  veilige  omstandigheden en met respect voor het milieu;   bewijs  van  een  weigering  tot  toegang  tot  het  transportnet  of  van  de  afwezigheid van een aanbieding tot gebruik van het distributienet tegen  redelijke economische of technische voorwaarden;  […].  

Uit  de  toepassing  ervan  in  de  praktijk  kan  worden  afgeleid  dat  de  belangrijkste  drempel  het  hierboven  vermelde  criterium  (e)  is.  Indien  we  willen  evolueren  en  opteren  (dit  is  dan  een  keuze  die  door  de  overheid  wordt  gemaakt)  voor  de  ontwikkeling van decentrale energievoorziening dan zal men, volgens de auteur op  federaal  niveau  in  eerste  instantie  deze  drempel  moeten  wijzigen.  Deze  belemmering zal in deze bijdrage verder aanbod komen.   Daarnaast voorzien de artikelen 3 tot en met 10 van het KB van 11 oktober 2000 in  verband met de directe leidingen in de procedure voor de vergunningsaanvraag van  een  nieuwe  directe  leiding,  de  herziening,  de  intrekking  en  overdracht  van  een  vergunning  van  een  directe  leiding,  alsook  de  verplichtingen  van  een  vergunningshouder.   Noteer  dat  op  grond  van  artikel  3,  lid  2  van  de  gaswet  een  vervoervergunning  noodzakelijk  is  voor  de  aanleg  van  een  directe  leiding.  Een  vergunning  voor  zulke  directe  leiding  is  onderworpen  aan  het  ontbreken  van  een  aanbod  tot  gebruik  van  het geïnterconnecteerd net tegen redelijke economische voorwaarden. Artikel 1, 18°  van  de  Gaswet  definieert  een  directe  leiding  als  “elke  leiding  voor  gasvervoer  die  fysisch  geen  deel  uitmaakt  van  het  geïnterconnecteerd  net”.  De  vergunningsvoorwaarden  en  vergunningsprocedure  voor  de  aanleg  van  een  directe  leiding  werden  verder  uitgewerkt  in  het  koninklijk  besluit  van  14  mei  2002  betreffende  de  vervoersvergunningen  voor  gasachtige  producten  en  andere  door  middel van leidingen64.    

                                                        64

 B.S. 5 juni 2002 (hierna “KB van 14 mei 2002”).  

55 

4.4.3 Het  kader van het Vlaams gewest   

(a) Algemene schets 

Aangezien de omzetting van de Elektriciteits‐ en Gasrichtlijnen zowel het federale als  het  gewestelijke  bevoegdheidsniveau  raakt  heeft  het  Vlaamse  Gewest  voorzien  in  een  elektriciteitsdecreet,  met  name  het  Decreet  van  17  juli  2000  houdende  de  organisatie  van  elektriciteitsmarkt  65  en  het  Decreet  van  6  juli  2001  houdende  de  organisatie van de gasmarkt66.       (b) Decentrale energievoorziening in het Vlaamse gewest  Distributienetbeheer  In het Vlaamse gewesten zijn, zoals in de overige gewesten, maar in tegenstelling tot  het  federale  niveau  waar  één  transmissienetbeheerder  actief  is,  diverse  distributienetbeheerders (hierna: “DNB’s”) actief voor het beheer van de midden‐ en  laagspanningsnetten  voor  elektriciteit,  met  een  spanning  van  minder  dan  of  gelijk  aan 70 kV. Deze DNB’s worden in het Vlaamse gewest overeenkomstig artikel 5 van  het Elektriciteitsdecreet aangewezen door de Vlaamse Reguleringsinstantie voor de  Elektriciteits‐  en  Gasmarkt  (hierna  “VREG)67  voor  een  hernieuwbare  termijn  van  twaalf  jaar,  voor  een  welomschreven  gebied  waarvoor  zij  als  enige  zullen  instaan  voor de distributie van elektriciteit.   Op grond van het artikel 7, §1 van het Vlaamse Elektriciteitsdecreet staan de DNB’s  in voor: (a) de efficiënte, veilige en betrouwbare werking van het distributienet; (b)  het  aanhouden  van  voldoende  capaciteit;  (c)  het  exploiteren,  onderhouden  en  eventueel ontwikkelen van de koppelingen met andere netten en (d) het uitvoeren  van  de  openbaredienstverplichtingen  op  grond  van  welbepaalde  artikelen  in  het  Elektriciteitsdecreet.  Daarnaast  voorziet  paragraaf  2  van  het  artikel  7  in  een  omschrijving van de activiteiten die de DNB’s mogen ondernemen in het kader van  de levering en productie van elektriciteit.   Deze  paragraaf  2  stelt  in  het  eerste  lid  dat  de  DNB’s  met  uitzondering  van  de  leveringen  in  het  kader  van  hun  openbare  dienstverplichtingen,  geen  activiteiten  mogen  ontwikkelen  met  het  oog  op  de  levering  van  elektriciteit.  Vervolgens  verduidelijkt  het  tweede  lid  van  paragraaf  2  welke  activiteiten  de  DNB’s  mogen  ontwikkelen  inzake  de  productie  van  elektriciteit.  Hierbij  wordt  een  onderscheid  gemaakt  tussen  de  netbeheerder  die  overeenkomstig  de  Elektriciteitswet  ook  als  transmissienetbeheerder, met name Elia, is aangeduid en de overige DNB’s. Uit dit  tweede lid kan in eerste instantie worden afgeleid dat Elia geen andere activiteiten  kan ondernemen inzake productie van elektriciteit dan de productie van elektriciteit  die  nodig  om  is  om  haar  taken  als  netbeheerder  goed  uit  te  oefenen.  Bijgevolg  zal                                                          65

 B.S. 22 september 2000 (hierna “Elektriciteitsdecreet”).    B.S. 3 oktober 2001 (hierna “Gasdecreet”).   67  Voor meer informatie zie www.vreg.be.   66

56 

Elia,  in  tegenstelling  tot  de  overige  DNB’s,  elektriciteit  kunnen  opwekken  door  alle  mogelijke  vormen  van  productie‐installaties,  op  voorwaarde  dat  deze  elektriciteit  wordt aangewend om zijn taken als netbeheerder goed uit te oefenen68.   Vervolgens  stelt  artikel  7,  §2,  tweede  lid  dat  de  overige  DNB’s  geen  andere  activiteiten kunnen ondernemen in de productie van elektriciteit, dan de productie  van  elektriciteit  uit  hernieuwbare  energiebronnen  en  kwalitatieve  warmtekrachtkoppeling  in  productie‐installaties  waarvan  ze  op  1  oktober  2006  eigenaar  zijn,  en  die  aangesloten  zijn  op  het  distributienet  dat  door  hen  wordt  beheerd. De elektriciteit die wordt opgewekt door deze productie‐installaties van de  DNB’s kan enkel worden aangewend voor de dekking van hun eigen verbruik en/of  hun netverliezen.   Op  grond  van  deze  bepaling  mogen  de  overige  DNB’s,  met  name  de  gemengde  en  zuivere intercommunales voor elektriciteit in het Vlaamse gewest69, enkel productie‐ installaties  bezitten  waarin  elektriciteit  wordt  opgewekt  uit  hernieuwbare  energiebronnen of uit kwalitatieve warmtekrachtkoppeling waarvan ze op 1 oktober  2006 eigenaar zijn70. Bijgevolg wordt de eigendom beperkt enerzijds, op basis van de  aard van de productie‐installatie aangezien de installaties die elektriciteit opwekken  uit  nucleaire  energie,  uit  fossiele  brandstoffen  of  uit  ‘niet’‐kwalitatieve  warmtekrachtinstallaties worden uitgesloten en anderzijds, in de tijd aangezien deze  bepalingen enkel  van  toepassing  zijn  op  de  productie‐installaties  die eigendom  zijn  van de netbeheerder op 1 oktober 2006.    Tegelijkertijd  mag  de  netbeheerder  de  opgewekte  elektriciteit  enkel  aanwenden  voor zijn eigen verbruik of zijn netverliezen. Hierbij dient te worden vermeld dat het  eigen verbruik van de netbeheerder niet verwijst naar het verbruik van elektriciteit  in  het  kader  van  zijn  opgelegde  openbare  dienstverplichtingen,  waarbij  de  netbeheerder  wordt  aangewezen  als  sociale  leverancier71  aangezien  volgens  de  memorie  van  toelichting  de  netbeheerder  de  opgewekte  elektriciteit  niet  mag  doorverkopen of leveren aan derden.72    Vervolgens  stelt  artikel  7,  §2,  tweede  lid  dat  de  verdere  exploitatie  van  de  kwalitatieve  warmtekrachtinstallaties  waarvan  de  netbeheerder  op  1  oktober  2006  eigenaar  is  als  een  openbare  dienstverplichting  dient  worden  beschouwd  voor  de  netbeheerder,  zolang  de  certificaten  die  worden  toegekend  voor  de  primaire                                                          68

  Zie  de  artikelen  8‐14  van  de  Elektriciteitswet  voor  de  volledige  taakomschrijving  van  de  transmissienetbeheerder.   69   Voor  een  overzicht  van  de  gemengde  en  zuivere  intercommunales  actief  voor  de  distributie  van  elektriciteit  zie  http://www.vreg.be/nl/03_algemeen/02_energiemarkt/02_wiedoetwat/05_distributie.asp.   70  Noteer dat de memorie van toelichting melding maakt van 1 juli 2006 in tegenstelling tot de finale  tekst  van  het  decreet  van  19  mei  2006,  zie  het  ontwerp  van  decreet  houdende  diverse  bepalingen  inzake leefmilieu en energie, Parl. St. Vl. R. 2005‐2006, nr. 745/1 p. 5.   71  Zie de artikelen 19, 1° van het Elektriciteitsdecreet of 18, 1° van het Gasdecreet.   72   Ontwerp  van  decreet  houdende  diverse  bepalingen  inzake  leefmilieu  en  energie,  Parl.  St.  Vl.  R.  2005‐2006, nr. 745/1 p. 5. 

57 

energiebesparing  van  deze  installaties  niet  worden  aanvaard  voor  de  certificatenverplichting op grond van artikel 25bis, § 2 van het Elektriciteitsdecreet.   De  aanwijzingsprocedure  door  de  VREG  en  het  statuut  van  de  DNB’s  werd  verder  uitgewerkt in het besluit van de Vlaamse regering van 15 juni 2001 met betrekking  tot  de  distributienetbeheerders  voor  elektriciteit73.  Hierbij  dienen  we  in  het  kader  van het project nog te wijzen op de bepalingen van het artikel 12 van dit besluit van  15 juni 2001. Dit artikel somt de door de DNB’s uit te voeren activiteiten op en stelt  dat:   “§  1.  De  netbeheerder  […]  met  eigen  personeel  en  middelen  of  via  een  werkmaatschappij,  in  [staat]  voor  de  voorbereiding  van  de  beslissingen  met  betrekking  tot  de  volgende,  voor  het  netbeheer  strategische  en  vertrouwelijke  aangelegenheden:   1° de exploitatie, het onderhoud en de ontwikkeling van het distributienet;   2°  de  toegang  tot  het  distributienet,  de  aansluitingsvoorwaarden,  de  technische voorwaarden en de tarieven;  3°  het  aflezen  van  de  verbruiksmeters  en  het  databeheer  van  de  verbruiksgegevens van de in aanmerking komende klanten;   4° de boekhouding met betrekking tot het netbeheer;   5° de uitbesteding van de werkzaamheden.   §  2.  De  netbeheerder  en  de  werkmaatschappijen,  kunnen  geen  beroep  doen  op  producenten,  houders  van  een  leveringsvergunning  of  tussenpersonen  of  met  die  ondernemingen verbonden of geassocieerde ondernemingen, voor de uitvoering van  de beslissingen met betrekking tot de volgende, voor het netbeheer strategische en  vertrouwelijke aangelegenheden:   1°  contacten  met  de  in  aanmerking  komende afnemers  over  de  toegang  tot  het  distributienet,  de  aansluitingsvoorwaarden,  de  technische  voorwaarden  en de tarieven;   2°  het  aflezen  van  de  verbruiksmeters  en  het  databeheer  van  de  verbruiksgegevens van de in aanmerking komende afnemers;   3° de boekhouding met betrekking tot het netbeheer.   § 3. In voorkomend geval adviseert de reguleringsinstantie aan de Vlaamse regering  om te bepalen welke aanvullende aangelegenheden als strategisch en vertrouwelijk  moeten worden beschouwd in de zin van § 1 of § 2.                                                           73

 B.S. 5 september 2001 (hierna “besluit van 15 juni 2001”).  

58 

§  4.  Als  de  netbeheerder  een  beroep  doet  op  een  werkmaatschappij,  mag  geen  afbreuk worden gedaan aan de onafhankelijkheid van de netbeheerder en moet de  netbeheerder hiervan de garanties geven, vermeld in de artikelen 11 tot en met 16 en  18  tot  en  met  21.  Als  de  netbeheerder  een  distributienet  beheert  op  een  spanningsniveau,  lager  dan  20  kV,  voorziet  deze  werkmaatschappij  minstens  in  de  oprichting van een orgaan dat bevoegd is voor de voorbereiding van de beslissingen  over de voor het netbeheer strategische en vertrouwelijke aangelegenheden, vermeld  in § 1”.   Afhankelijk  van  de  taken  die  de  overheid  in  het  kader  van  de  ontwikkeling  van  de  decentrale  energieopwekking  zou  willen  toevertrouwen  aan  de  DNB’s  zal  men  mogelijks  artikel  7  van  het  Elektriciteitsdecreet  en  het  besluit  van  15  juni  2001  moeten wijzigen, tenzij deze taken kunnen worden gebaseerd op het artikel 19 van  het  Elektriciteitsdecreet  op  grond  waarvan  de  Vlaamse  regering  allerlei  openbare  dienstverplichtingen kan opleggen aan de DNB’s.74   Het beheer van het distributienet, de toegang ertoe en de vereisten voor de aanleg  van directe lijnen werd op grond van het artikel 8 door de VREG verder uitgewerkt in  het technisch reglement distributie elektriciteit (hierna TRDE), dat door de Vlaamse  minister  bevoegd  voor  energie  bij  ministerieel  besluit  van  4  april  2007  houdende  goedkeuring  van  het  technisch  reglement  distributie  elektriciteit  Vlaams  gewest  werd  goedgekeurd75.  Ten  slotte  dient  te  worden  vermeld  dat  omwille  van  de  federale  bevoegdheid  inzake  tarieven,  de  CREG  tot  op  heden  jaarlijks  de  distributienettarieven van de DNB’s die actief zijn in het Vlaamse gewest dient goed  te  keuren.  Zoals  hierboven  werd  vermeld  in  het  deel  m.b.t.  de  bevoegdheidsverdeling zal deze bevoegdheid wellicht worden overgedragen aan de  gewesten  en  dient  men  na  te  gaan  op  welke  wijze  men  deze  bevoegdheid  op  de  beste manier zal uitoefenen.      Noteer dat in het decreet van 6 juli 2001 houdende de organisatie van de gasmarkt76  in  de artikelen  4  tot  en met  7  gelijkaardige  bepalingen  werden  opgenomen  als  het  Vlaamse  Elektriciteitsdecreet.  Die  vervolgens  werden  uitgewerkt  in  het  besluit  van  de  Vlaamse  regering  van  11  oktober  2002  houdende  de  organisatie  van  de  aardgasmarkt77.  Het  technisch  reglement  distributie  gas  werd  door  de  Vlaamse  minister  bevoegd  voor  energie  bij  ministerieel  besmuit  van  4  april  2007  houdende  goedkeuring  van  het  technisch  reglement  distributie  gas  Vlaams  gewest  goedgekeurd78.                                                              74

 Zie infra.    B.S. 4 mei 2007 en zie http://www.vreg.be/nl/03_algemeen/03_wetgeving/04_reglementen.asp.   76  B.S. 3 oktober 2001.   77  B.S. 18 oktober 2002.   78  B.S. 30 april 2007 en zie http://www.vreg.be/nl/03_algemeen/03_wetgeving/04_reglementen.asp.  75

59 

Leveringsvergunning  Op grond van artikel 17 van het Elektriciteitsdecreet dient men voor de levering van  elektriciteit  aan  afnemers  in  het  Vlaamse  gewest  over  een  leveringsvergunning  te  beschikken.  Deze  leveringsvergunning  kan  door  de  VREG  enkel  worden  toegekend  voor:  (i)  de  levering  van  elektriciteit  via  het  distributienet  en  (ii)  de  levering  van  groene  stroom  of  elektriciteit  opgewekt  door  middel  van  een  kwalitatieve  warmtekrachtinstallatie door een producent die gebruik maakt van een directe lijn.  Daarentegen is de levering via een directe lijn vanuit een mobiele installatie voor de  opwekking van elektriciteit niet onderworpen aan een leveringsvergunning.   Hieruit kan worden afgeleid dat de levering van gewone elektriciteit via een directe  lijn  uitdrukkelijk  wordt  uitgesloten.  Bijgevolg  dient  iedere  afnemer  van  gewone  energie  en  lokale  producent  van  gewone  elektriciteit  zich  aan  te  sluiten  op  het  distributienet.  Zelfs  indien  zou  blijken  dat  een  rechtstreekse  leiding  tussen  een  afnemer  en  een  producent  van  grijze  elektriciteit  economisch  en  ecologisch  efficiënter zou zijn door de onmiddellijke nabijheid van de centrale bij de afname79.   De  procedure  voor  de  toekenning  van  een  leveringsvergunning  werd  verder  uitgewerkt in het besluit van de Vlaamse regering van 15 juni 2001 met betrekking  tot de leveringsvergunningen voor elektriciteit80. Dit besluit van 15 juni 2001 m.b.t.  de leveringsvergunning omvat de diverse voorwaarden waaraan een houder van een  leveringsvergunning dient te voldoen, de procedure tot toekenning en intrekking van  de leveringsvergunning, etc.   Met  het  oog  op  een  ruimere  toepassing  van  de  decentrale  energievoorziening  kan  men  de  vraag  stellen  of  deze  bepalingen  in  het  elektriciteitsdecreet  en  het  besluit  van 15 juni 2001 m.b.t. de leveringsvergunning niet moeten worden uitgebreid. Deze  uitbreiding  zou  bvb.  kunnen  voorzien  in  een  specifieke  leveringsvergunning  voor  producenten  die  toepassing  maken  van  een  decentrale  productie‐installaties  waaraan  andere  voorwaarden  worden  gekoppeld  dan  de  huidige  leveringsvergunning  (leveringsvergunning  light)  of  men  zou  ervoor  kunnen  opteren  om  geen  leveringsvergunning  meer  te  vereisen  voor  leveringen  van  decentrale  elektriciteit via een directe lijn of een privénet.81    Directe lijn  In het Elektriciteitsdecreet wordt een directe lijn in het artikel 2, 3° gedefinieerd als  een elektrische leiding met een nominale spanning gelijk aan of lager dan 70 kV die  fysisch  geen  deel  uitmaakt  van  het distributienet.  Vervolgens  kan  uit  artikel  18  van  het  Elektriciteitsdecreet  worden  afgeleid  dat  voor  de  aanleg  van  een  elektrische  leiding van het distributienet en voor een directe leiding een afzonderlijke toelating  dient  te  worden  bekomen.  De  procedure,  criteria  en  toepassingsregels  voor  deze                                                          79

 L. DERIDDER, “Handboek gas‐ en elektriciteitsliberalisering”, l.c., p. 445‐449.    B.S. 5 september 2001 (hierna “besluit van 15 juni 2001 m.b.t. de leveringsvergunning”).   81  Zie Infra.    80

60 

toelating  dienen  verder  te  worden  uitgewerkt  in  een  besluit  door  de  Vlaamse  regering. Dit besluit werd tot op heden nog niet afgekondigd.   Het  tweede  lid  van  artikel  18  stelt  dat  de  toelating  voor  een  directe  lijn,  zoals  in  artikel  17,  §2  van  de  Elektriciteitswet,  afhankelijk  kan  worden  gesteld  van  een  weigering  tot  toegang  tot  het  distributienet  of  van  het  ontbreken  van  een  aanbod  tot  gebruik  van  een  distributienet  onder  redelijke  economische  en  technische  voorwaarden.  Met  het  oog  op  de  verdere  ontwikkeling  van  decentrale  energievoorziening is het van belang dat de Vlaamse regering een duidelijk juridisch  kader uitwerkt met betrekking tot de vergunning voor de aanleg van directe lijnen.     Vlaams systeem van groenestroom‐ en warmtekrachtcertificaten  Voorafgaand aan de korte analyse van het systeem van de groenestroomcertificaten  dient te worden gewezen op een aantal definities in het Elektriciteitsdecreet. Onder  groene stroom verstaat men, op basis van artikel 2, 16° van het Elektriciteitsdecreet,  “elektriciteit  opgewekt  door  gebruik  te  maken  van  hernieuwbare  energiebronnen”.  Daarnaast verstaat men onder hernieuwbare energiebronnen, op basis van artikel 2,  15°  van  het  Elektriciteitsdecreet,  “alle  andere  energiebronnen  dan  fossiele  brandstoffen of kernsplijting die op een duurzame wijze ingezet kunnen worden”. Ten  slotte definieert artikel 2, 17° een groenestroomcertificaat, “als een overdraagbaar  immaterieel goed dat aantoont dat een producent in een daarin aangegeven jaar een  daarin aangegeven hoeveelheid groene stroom, uitgedrukt in kWh, heeft opgewekt”.   In  het  Elektriciteitsdecreet  wordt  de  milieuvriendelijke  elektriciteitsopwekking  bevorderd  door  een  systeem  van  groenestroom‐  en  warmtekrachtcertificaten.  Overeenkomstig  artikel  22  van  het  Elektriciteitsdecreet  wordt  voor  de  groene  stroom  waarvan  de  producent  aantoont  dat  deze  in  het  Vlaamse  gewest  is  geproduceerd, per schijf van 1.000 kWh, door de VREG een groenestroomcertificaat  overhandigd.  Op  grond  van  artikel  23  van  het  Elektriciteitsdecreet  dient  iedere  leverancier  (of  de  toegangshouder)82  die  elektriciteit  levert  aan  eindafnemers  die  aangesloten  zijn  op  het  distributienet  of  het  transmissienet  jaarlijks  voor  31  maart  aan de VREG een aantal groenestroomcertificaten neer te leggen. Dit aantal staat in  verhouding  met  de  door  de  leveranciers  geleverde  elektriciteit  in  het  voorgaande  jaar en de groenestroomdoelstellingen van het Vlaamse gewest.   Indien  een  leverancier  onvoldoende  groenestroomcertificaten  zou  inleveren  dient  per ontbrekend certificaat een boete te worden betaald conform artikel 37, §2. De  toepassing van het ganse systeem van de groenestroomcertificaten heeft de voorbije 

                                                        82

 Zie artikel 23, laatste lid van het Elektriciteitdecreet.  

61 

jaren geleid tot diverse juridische procedures, maar in deze bijdrage zal hierop niet  verder worden ingegaan.83   Los  hiervan  dient  nog  te  worden  gewezen  op  artikel  25ter  van  het  Elektriciteitsdecreet  op  grond  waarvan  de  distributienetbeheerders  per  groenestroomcertificaat een minimumsteun zullen toekennen. Deze minimumsteun  zal worden toegekend gedurende 10 jaar vanaf de inwerkingtreding van een nieuwe  productie‐installatie.  Voor  de  groene  stroom  producent  die  toepassing  maakt  van  zonne‐energie  zal  deze  minimumsteun  worden  toegekend  gedurende  een  periode  van twintig jaar. Deze minimumsteun is afhankelijk van de gebruikte hernieuwbare  energiebron  en  de  gebruikte  productietechnologie  en  bedraagt  per  overgedragen  certificaat voor:   (a) zonne‐energie: 450 euro per overgedragen certificaat;  (b) waterkracht,  getijden‐  en  golfslagenergie  en  aardwarmte:  95  euro  per  overgedragen certificaat en   (c) windenergie op land en voor organisch‐biologische stoffen waarbij al dan  niet  coverbranding  wordt  toegepast,  voor  de  vergisting  van  organisch‐ biologische stoffen in stortplaatsen, en voor het organisch‐biologisch deel  van restafval : 80 euro per overgedragen certificaat.  Deze  bepalingen  werden  verder  uitgewerkt  in  het  besluit  van  de  Vlaamse  regering  van  5  maart  2004  inzake  de  bevordering  van  elektriciteitsopwekking  uit  hernieuwbare  energiebronnen84.  Hierbij  kan  in  het  kader  van  deze  analyse  erop  worden  gewezen  dat  het  tweede  lid  van  de  eerste  paragraaf  van  artikel  19  recent  werd gewijzigd. Door de wijziging wordt de beperking van de aansluitingskosten voor  installaties  die  gebruik  maken  van  hernieuwbare  energiebronnen  van  een  bepaald  vermogen gerelateerd aan een spanningsniveau.85   Naast  het  bevorderen  van  de  productie  van  groene  stroom  voorziet  het  Elektriciteitsdecreet  in  bepalingen  die  de  toepassing  van  kwalitatieve  warmtekrachtinstallaties  trachten  te  bevorderen.  Hiertoe  voorziet  artikel  25bis  van  het  Elektriciteitsdecreet  in  de  decretale  rechtsgrond  voor  het  opzetten  van  een  systeem van warmtekrachtcertificaten door de Vlaamse regering. Tevens voorziet dit  artikel  dat  de  Vlaamse  regering  de  leveranciers  aan  eindafnemers  aangesloten  op  het  distributienet  of  het  transmissienet,  en  de  toegangshouders  de  verplichting  opleggen  om  jaarlijks  voor  31  maart  een  aantal  warmtekrachtcertificaten  voor  te  leggen  aan  de  VREG.  Dit  aantal  staat  in  verhouding  met  de  door  de  leveranciers  geleverde elektriciteit in het voorgaande jaar en de warmtekrachtdoelstellingen van  het Vlaamse gewest.                                                           83

  Zie  hiervoor  T.  VERMEIR,  “Deel  V,  afdeling  6:  Hernieuwbare  energie”  in  K.  DEKETELAERE  (ed.),  Handboek  Milieu‐ en Energierecht, Brugge, die Keure, 2006, p. 1178 en T. VERMEIR, l.c., p. 190‐202.     84

 B.S. 23 maart 2004 (hierna “besluit van 5 maart 2004”).    Besluit  van  de  Vlaamse  regering  van  20  april  2007  tot  wijziging  van  het  besluit  van  de  Vlaamse  regering  van  5  maart  2004  inzake  de  bevordering  van  elektriciteitsopwekking  uit  hernieuwbare  energiebronnen, B.S. 18 juni 2007.  

85

62 

Bovendien  kennen  de  distributienetbeheerders  in  overeenstemming  met  artikel  25quater van het Elektriciteitsdecreet een minimumsteun toe voor de productie van  elektriciteit die is opgewekt in kwalitatieve warmtekrachtinstallaties aangesloten op  hun  net.  Tot  voorkort  voorzag  het  artikel  37,  2ter,  tweede  lid  van  het  Elektriciteitsdecreet  in  een  vorm  van  schadevergoeding  voor  warmtekrachtinstallaties.  Deze  schadevergoeding  zou  worden  vergoed  door  de  Vlaamse  regering  aan  de  kwalitatieve  warmtekrachtinstallaties  die  minder  dan  10  jaar in dienst zijn, indien de marktwaarde van een warmtekrachtcertificaat door een  beslissing van de Vlaamse regering zou dalen tot minder dan 60% van de opgelegde  administratieve  boete  voor  een  overtreding  van  de  certificatenverplichting.  Het  tarief  van  de  administratieve  boete  naar  aanleiding  van  zulke  overtreding  van  de  certificatenverplichting  zal,  op  grond  van  artikel  25bis  van  het  Elektriciteitsdecreet,  vanaf 31 maart 2007 en daarna 45 euro bedragen per ontbrekend certificaat.   Dergelijke schadevergoeding zou volgens de sector ontoereikend zijn. Bijgevolg heeft  de  decreetgever  ervoor  geopteerd  om  naar  analogie  van  het  systeem  van  de  groenestroomcertificaten86 te voorzien in een vorm van minimumsteun van 27 euro,  dit  bedrag  stemt  overeen  met  60%  van  de  momenteel  opgelegde  administratieve  boete  voor  een  overtreding  van  de  certificatenverplichting,  voor  de  kwalitatieve  warmtekrachtinstallaties.87   Hiertoe  werd  een  nieuw  artikel  25quater  in  het  Elektriciteitsdecreet  ingevoegd  waarbij de netbeheerders, op grond van paragraaf 1 van dit artikel, op verzoek van  de producent, een minimumsteun toekennen voor de productie van elektriciteit die  is  opgewekt  in  kwalitatieve  warmtekrachtinstallaties  aangesloten  op  hun  net.  De  producent  dient,  als  bewijs  van  zijn  productie  van  elektriciteit  uit  kwalitatieve  warmtekrachtkoppeling,  het  aantal  overeenstemmende  warmtekrachtcertificaten  over  te  dragen  aan  de  betrokken  netbeheerder.  Tegelijkertijd  bepaalt  artikel  25quater  dat  een  warmtekrachtcertificaat  slechts  eenmaal  aan  een  netbeheerder  kan  worden  overgedragen  en  dat  de  netbeheerder  deze  steun  niet  kan  toekennen  voor elektriciteit uit kwalitatieve warmtekrachtkoppeling die langer dan 48 maanden  voor  de  overdracht  van  de  overeenstemmende  warmtekrachtcertificaten  is  geproduceerd of waarvoor het betreffende warmtekrachtcertificaat niet kan worden  voorgelegd in het kader van artikel 25bis van het Elektriciteitsdecreet.   De  minimumsteun  zal  27  euro  bedragen  en  van  toepassing  zijn  voor  de  warmtekrachtinstallaties  waarvoor  de  certificatenaanvraag  wordt  ingediend  na  inwerkingtreding  van  het  artikel  25quater  en  loopt  over  een  periode  van  10  jaar  vanaf  de  indienstname  van  de  warmtekrachtinstallatie.  Volgens  paragraaf  2  zijn  de  netbeheerders verplicht om op regelmatige tijdstippen de warmtekrachtcertificaten  die hen werden overgedragen op de markt te brengen, opdat de door hen gemaakte  kosten zouden kunnen worden gerecupereerd. De regulariteit en transparantie van  de verkoop van deze warmtekrachtcertificaten zal worden opgevolgd door de VREG.                                                          86

 Zie artikel 25ter van het Elektriciteitsdecreet.     Ontwerp  van  decreet  houdende  diverse  bepalingen  inzake  leefmilieu  en  energie,  Parl.  St.  Vl.  R.  2005‐2006, nr. 745/2 pp. 3 en 4.  87

63 

Ten slotte, bepaalt paragraaf 3 dat indien de minimumsteun door een beslissing van  de  Vlaamse  overheid  niet  langer  zou  worden  toegekend  aan  de  producenten  van  elektriciteit  uit  warmtekrachtcentrales  de  Vlaamse  overheid  de  hieraan  verbonden  geleden schade zal vergoeden.   Deze bepalingen van het Elektriciteitdecreet werden verder uitgewerkt in het besluit  van  de  Vlaamse  regering  van  7  juli  2006  ter  bevordering  van  de  elektriciteitsopwekking in kwalitatieve warmtekrachtinstallaties88.     Milieuvergunning  Op  grond  artikel  3  van  het  decreet  van  28  juni  1985  betreffende  de  milieuvergunning89  worden  inrichtingen  op  basis  van  hun  aard  en  de  omvang  van  hun milieueffecten ingedeeld in drie klassen. Deze klassen werden verder uitgewerkt  in  bijlage  I  van  het  besluit  van  de  Vlaamse  regering  van  6  februari  1991  houdende  vaststelling van het Vlaams Reglement betreffende de milieuvergunning90. Daarnaast  bepaalt artikel 4, §1 van het Milieuvergunningsdecreet en artikel 5, §1 van VLAREM I,  dat  men  inrichtingen  die  behoren  tot  de  eerste  of  de  tweede  klasse  niet  kan  exploiteren of veranderen zonder een voorafgaande en schriftelijke vergunning van  de  bevoegde  overheid.  Inrichtingen  van  de  derde  klasse  kunnen  op  grond  van  paragraaf  2  van  artikel  4  van  het  Milieuvergunningsdecreet  en  artikel  2,  §1  van  VLAREM  I  ook  niet  worden  geëxploiteerd  of  veranderd  mits  een  voorafgaande  melding. Hierbij wordt op grond van artikel 2, 2° van het Milieuvergunningsdecreet  onder exploiteren, het in werking stellen of houden, gebruiken, installeren of in stand  houden  van  een  inrichting,  daaronder  begrepen  het  lozen  van  afvalwater  verstaan.  Onder  het  veranderen  van  een  inrichting  wordt  in  artikel  2,  4°  van  het  Milieuvergunningsdecreet (a) het wijzigen d.w.z. het verplaatsen binnen de vergunde  inrichting,  of  het  aanwenden  van  een  andere  fabricagemethode;  (b)  het  uitbreiden  d.w.z. het vergroten in capaciteit, in drijfkracht of in oppervlakte op percelen waarop  de geldende vergunning betrekking heeft en (c) het toevoegen d.w.z. het vergroten in  capaciteit,  in  drijfkracht  of  in  oppervlakte  op  percelen  waarop  de  geldende  vergunning geen betrekking heeft verstaan.91   Naargelang  de  keuze  van  decentrale  productie‐installatie  zal  men  op  basis  van  bijlage  I  van  VLAREM  I  moeten  uitmaken  of  het  al  dan  niet  een  klasse  1,  2  of  3  inrichting is. Voor vergunningsaanvragen voor inrichtingen van de eerste klasse is de  bestendige deputatie bevoegd, alsook voor vergunningsaanvragen voor inrichtingen  van  openbare  besturen  of  een  door  hen  opgerichte  instelling,  ongeacht  de  klasse  waartoe deze inrichtingen behoren. De vergunningsaanvragen voor inrichtingen van                                                          88

 B.S. 1 december 2006.    B.S. 17 september 1985 (hierna Milieuvergunningsdecreet).   90  B.S. 26 juni 1991 (hierna VLAREM I).   91 I. LARMUSEAU en L. LAVRYSEN, “Afdeling 4: Milieuvergunning” in K. DEKETELAERE (ed.), Handboek  Milieu‐ en Energierecht, Brugge, die Keure, 2006, pp. 496‐525.   89

64 

de tweede klasse hiervoor zal het college van burgemeester en schepenen in eerste  aanleg bevoegd zijn.  Het  appendix  2  vindt  men  een  kort  overzicht  van  een  aantal  relevante  omschrijvingen  en  rubrieken  op  basis  van  bijlage  I  van  VLAREM  I  om  te  bepalen  welke  klasse  van  toepassing  is  naargelang  de  decentrale  productie‐installatie  (voor  de volledig bijlage wordt naar bijlage I van VLAREM I verwezen).     Stedenbouwkundige vergunning  Naaste  de  milieuvergunning  kunnen  decentrale  productie‐installaties  ook  onderworpen  worden  aan  de  bouwvergunning  of  de  stedenbouwkundige  vergunning. Welke werken onderworpen zijn aan de stedenbouwkundige vergunning  wordt in eerste instantie bepaald door artikel 99, §1 van het decreet van de Vlaamse  regering van 18 mei 1999 houdende de organisatie van de ruimtelijke ordening92. Dit  artikel  stelt  dat  men  over  een  voorafgaande  stedenbouwkundige  vergunning  dient  beschikken  om  te  bouwen,  op  een  grond  één  of  meer  vaste  inrichtingen  plaatsen,  een  bestaande  vaste  inrichting  of  bestaand  bouwwerk  afbreken,  herbouwen,  verbouwen  of  uitbreiden,  met  uitzondering  van  instandhoudings‐  of  onderhoudswerken die geen betrekking hebben op de stabiliteit.   Daarnaast  bevat  artikel  99,  §1  nog  een  ganse  lijst  aan  oneigenlijke  bouwwerken  waarvoor men ook over een stedenbouwkundige vergunning dient te beschikken. De  bevoegdheid om uitspraak te doen over de stedenbouwkundige vergunning komt in  eerste  instantie  op  grond  van  artikel  106  van  het  DRO  toe  aan  het  college  van  burgemeester  en  schepenen.  Daarentegen  dient  men  op  basis  van  artikel  127  van  het  DRO  de  vergunningsaanvragen  die  uitgaan  van  een  publiekrechtelijke  overheid  of die werken, handelingen of wijzigingen van algemeen belang betreffen te richten  aan de Vlaamse regering of de gewestelijke stedenbouwkundige ambtenaar. In zulke  vergunningsaanvragen  beschikt  het  college  van  burgemeester  en  schepenen  over  een adviesverlenende en geen beslissingsbevoegdheid93.  In het besluit van de Vlaamse regering van 5 mei 2000 tot aanwijzing van de werken,  handelingen of wijzigingen van algemeen belang en tot regeling van het vooroverleg  met de Vlaamse Bouwmeester94, heeft men de werken, handelingen of wijzigingen  opgesomd die men van algemeen belang dient te beschouwen in het kader van de  artikelen  103,  §1,  eerste  lid  en  127  van  het  DRO.  Uit  dit  besluit  kan  op  grond  van  artikel 2, 4° worden afgeleid dan men de werken, handelingen en wijzigingen aan de  openbare elektrische leidingen, met inbegrip van de bijhorende infrastructuur, zoals  transformatorstations, installaties voor de productie van elektriciteit dienstgebouwen                                                          92

 B.S. 8 juni 1999 (hierna DRO).    S. LUST en S. BOULLART, “Afdeling 4: Milieuvergunning” in K. DEKETELAERE (ed.), Handboek Milieu‐  en Energierecht, Brugge, die Keure, 2006, pp. 561‐612.   94  B.S. 19 mei 2000 (hierna besluit van 5 mei 2000).   93

65 

en  andere  van  algemeen  belang  beschouwt.  Bijgevolg  zal  men  voor  de  decentrale  productie‐installaties die aangesloten worden op de openbare elektrische leidingen  (lees distributienetwerk) een stedenbouwkundige vergunning moeten aanvragen bij  de gewestelijk stedenbouwkundig ambtenaar of de Vlaamse regering. Daarentegen  zal  men  wellicht  de  aanvraag  voor  een  stedenbouwkundige  vergunning  moeten  indienen  bij  het  college  van  burgmeester  en  schepenen  indien  het  een  kleine  decentrale  productie‐installatie  van  een  particulier  betreft  die  niet  wordt  aangesloten op het openbare elektriciteitsnet (lees distributienetwerk).     Ten slotte dient nog te worden gewezen op de omzendbrieven die in dit kader van  de  decentrale  energievoorziening  van  belang  kunnen  zijn:  (a)  de  omzendbrief  R0/2006/01  van  19  mei  2006  afwegingskader  en  randvoorwaarden  voor  de  inplanting  van  installaties  voor  mestbehandeling  en  vergisting95  en  (b)  de  omzendbrief  EME/2006/01  –  RO/2006/02  van  12  mei  2006  afwegingskader  en  randvoorwaarden voor de inplanting van windturbines96.     Milieueffectrapportage (MER)   Op grond van artikel 4.3.2 van het Decreet van de Vlaamse regering van 5 april 1995  houdende  algemene  bepalingen  inzake  milieubeleid97  heeft  de  Vlaamse  regering  enerzijds een lijst van categorieën projecten uitgewerkt die steeds MER‐plichtig zijn  en anderzijds een lijst van categorieën van projecten die door de administratie geval  per geval dienen te worden geanalyseerd om uit te maken of deze al dan niet dienen  te worden onderworpen aan MER. Beide lijsten werden uitgewerkt in het besluit van  de  Vlaamse  regering  van  10  december  2004  houdende  vaststelling  van  de  categorieën  van  projecten  onderworpen  aan  milieueffectrapportage98.  Hieruit  kan  worden afgeleid dat op basis van de bijlage II van het besluit van 10 december 2004  energiebedrijven  (categorie  3)  onderworpen  zijn  aan  de  project‐MER,  maar  waarvoor  de  initiatiefnemer  een  gemotiveerd  verzoek  tot  ontheffing  kan  indienen  het betreft ondermeer:  (a) industriële  installaties  voor  de  productie  van  elektriciteit,  stoom  of  warm  water  met  uitzondering  van  kernenergiecentrales,  met  een  warmtevermogen van 100 tot 300 megawatt;  (b) industriële  installaties  voor  het  transport  van  gas,  stoom  en  warm  water,  en  voor  zover  ze  niet  gelegen  zijn  binnen  een  bedrijventerrein  of een gelijksoortig bestemmingsgebied over een lengte van meer dan                                                          95

  B.S.  24  oktober  2006  en   http://www2.vlaanderen.be/ruimtelijk/Nwetgeving/omzendbrieven/20060517.pdf.   96   B.S.  24  oktober  2006  en  http://www2.vlaanderen.be/ruimtelijk/Nwetgeving/omzendbrieven/20060512%20 windenergie.doc.    97  B.S. 3 juni 1995 (hierna DABM).  98  B.S. 17 februari 2005 (hierna besluit van 10 december 2004).   

66 

10 km, of die over een ononderbroken lengte van 1 km of meer in een  bijzonder beschermd gebied zijn gelegen.  (c) industriële  installaties  voor  het  transport  van  elektrische  energie via  bovengrondse leidingen van 150 kV of meer over een lengte van 5 km  tot 15 km, of die over een ononderbroken lengte van 1 km of meer in  een bijzonder beschermd gebied zijn gelegen.  (d) aanleg van ondergrondse hoogspanningsleidingen van 150 kV of meer  die:  ‐   over  een  ononderbroken  lengte  van  1  km  of  meer  in  een  bijzonder  beschermd gebied zijn gelegen, of  ‐  over  een  lengte  van  10  km  of  meer  en  voor  zover  ze  niet  gelegen  zijn binnen  de  rooilijnen  van  een  openbare  weg  of  binnen  een  leidingstraat  aangeduid  op  een  plan  van  aanleg  of een ruimtelijk uitvoeringsplan.  (e) bovengrondse  opslag  van  aardgas  met  een  opslagcapaciteit  van  100.000 m3 of meer.  (f) ondergrondse  opslag  van  gasvormige  brandstoffen  met  een  opslagcapaciteit van 500.000 m3 of meer.  (g) bovengrondse  opslag  van  fossiele  brandstoffen  met  een  oppervlakte  van 25 ha of meer.  (h) inrichtingen  voor  het  industrieel  briketteren  van  steenkool  en  bruinkool  met  een  productiecapaciteit  van  100.000  ton  per  jaar  of  meer.  (i) installaties  voor  de  behandeling  en  de  opslag  van  radioactief  afval voor langer dan drie jaar (niet onder bijlage I vallende projecten).  (j) installaties  voor  de  productie  van  hydro‐elektrische  energie  met  een  (elektrisch) vermogen van 5 megawatt of meer.  (k) installaties  voor  het  opwekken  van  elektriciteit  door  middel  van  windenergie voor zover de activiteit betrekking heeft:  - op 20 windturbines of meer, of  - op  4  windturbines  of  meer,  die  een  aanzienlijke  invloed  hebben  of kunnen  hebben  op  een  bijzonder  beschermd  gebied.  Hieruit kan worden afgeleid dat de bouw van windmolens in sommige situaties kan  worden onderworpen aan de MER‐plicht.    

67 

4.5  Overzicht  belemmerende  factoren  vanuit  juridisch  oogpunt  voor decentrale energievoorziening  4.5.1 Leveringsvergunning  Op grond van artikel 17 van het Elektriciteitsdecreet, zoals hierboven werd vermeld,  dient  men  voor  de  levering  van  elektriciteit  aan  afnemers  in  het  Vlaamse  gewest  over een leveringsvergunning te beschikken. Zulke leveringsvergunning kan men na  het doorlopen van een procedure, die opgenomen is besluit van 15 juni 2005 m.b.t.  de leveringsvergunning, bekomen van de VREG. Hierbij kan men de vraag stellen, los  van het feit of de VREG al dan niet deze leveringsvergunning zal verlenen, men niet  een aparte of verkorte vorm van leveringsvergunningsprocedure dient uit te werken  voor  een  decentrale  productie‐installatie  (bvb.  een  WKK‐installatie  in  een  appartementsgebouw)  die  zijn  geproduceerde  elektriciteit  rechtstreeks  willen  leveren aan eindafnemers?   Deze mogelijkheid werd voorzien in het artikel 30, §§2 en 3 van het decreet van het  Waalse  gewest  van  12  april  2001  betreffende  de  organisatie  van  de  gewestelijke  elektriciteitsmarkt99. De paragrafen 2 en 3 stellen dat: “Elke persoon die elektriciteit  aan de in aanmerking komende afnemers levert, is onderworpen aan de toekenning  van  een  voorafgaande  vergunning  afgeleverd  door  de  Minister.  Er  bestaan  drie  categorieën leveringsvergunningen:  1° de algemene vergunning;  2° de beperkte vergunning:  ‐ voor een maximaal vermogen;  ‐  en/of  voor  een  levering  binnen  een  beperkt  en  wel  afgebakend  geografisch gebied;  ‐ en/of voor een beperkt aantal afnemers. Dit biedt een eindafnemer  o.a. de mogelijkheid om zijn eigen leverancier te zijn;  3°  de  plaatselijke  vergunning  voor  leveringen  vanaf  gedecentraliseerde  productie‐installaties zonder gebruik te maken van een plaatselijk distributie‐  of vervoersnet. De kenmerken van de drie bovenbedoelde categorieën worden  nader bepaald door de Regering.  Het  uitwerken  van  zulke  beperkte  leveringsvergunning  dient  uiteraard  te  gebeuren  met  de  nodige  omzichtigheid  met  voldoende  garanties  voor  de  eindafnemer.  Na  advies van de CWAPE bepaalt de Waalse Regering voor elke vergunningscategorie de 

                                                        99

 B.S. 1 mei 2001. 

68 

toekennings‐,  herzienings‐  of  intrekkingscriteria  alsook  de  geldigheidsduur  van  de  vergunning, met inachtneming van de voorwaarden bedoelt in deze paragraaf”.  Deze bepalingen werden verder uitgewerkt in het besluit van de Waalse regering van  13 juli 2006 tot wijziging van de besluiten van de Waalse Regering van 21 maart 2002  betreffende de vergunning voor de levering van elektriciteit en van 16 oktober 2003  betreffende  de  vergunning  voor  gaslevering100  en  waaruit  kan  worden  afgeleid  dat  men  in  het  Waalse  gewest  voortaan  een  onderscheid  maakt  tussen  een  algemene  vergunning en een beperkte vergunning. De algemene vergunning is een onbeperkte  vergunning  die  vereist  is  voor  elke  leverancier  van  elektriciteit  aan  in  aanmerking  komende afnemers. De beperkte vergunning is een soortnaam die verwijst naar een  vergunning beperkt tot een maximaal vermogen of naar een vergunning beperkt to  welbepaalde afnemers.   De vergunning beperkt tot een maximaal vermogen is een vergunning die vereist is  voor  elke  elektriciteitsleverancier  van  wie  de  op  jaarbasis  berekende  som  van  de  door zijn afnemers bij ingetekende vermogens kleiner is dan 10 MW. De vergunning  beperkt  tot  welbepaalde  afnemers  betreft  een  vergunning  die  vereist  is  voor  elke  leverancier  van  elektriciteit  aan  welbepaalde  eindafnemers,  eventueel  verspreid  over  het  grondgebied  van  het  Waalse  gewest,  maar  bij  naam  geïdentificeerd.  Bovendien  wordt  in  deze  laatste  leveringsvergunning  het  aantal  eindafnemers  beperkt  tot  10.101  Gelijkaardige  bepalingen  werden  voorzien  met  betrekking  tot  de  leveringsvergunning voor aardgas102.   In het Brussels Hoofdstedelijk Gewest voorziet artikel 37 van de ordonnantie van het  Brussels  Hoofdstedelijk  Gewest  van  19  juli  2001  betreffende  de  organisatie  van  de  elektriciteitsmarkt  in  het  Brussels  Hoofdstedelijk  Gewest103  naast  de  gewone  leveringsvergunning  in  een  zgn.  lokale  leveringsvergunning  om  in  aanmerking  komende afnemers elektriciteit te leveren voor een verbruikslocatie die aangesloten  is  op  het  distributienet  in  het  Brussels  Hoofdstedelijk  Gewest  (a)  voor  een  levering  binnen eenzelfde beperkt en goed afgebakend geografisch gebied (b) en/of voor de  levering  van  groene  elektriciteit  of  vanuit  een  warmtekrachtkoppelingsinstallatie  zonder  gebruik  van  het  gewestelijk  transmissienet  of  het  distributienet,  en  dus  gebruikmakend  van  een  privé‐net.  Daarnaast  voorziet  de  Brusselse  Ordonnantie  in  een  zgn.  vereenvoudigde  vergunning  voor  de  levering  van  een  aan een  bovengrens  gebonden  hoeveelheid  elektriciteit  wanneer  ze  hun  financiële  waarborg  wensen  te  beperken. Naast de gewone leveringsvergunning voorziet het Brussels Hoofdstedelijk  Gewest ook in een zgn. vereenvoudigde leveringsvergunning voor de levering (a) van 

                                                        100

 B.S. 6 september 2006 (besluit van 13 juli 2006).    Artikel 1 van het besluit van 13 juli 2006.   102  Artikel 25 van het besluit van 13 juli 2006.   103  B.S. 17 november 2001 (hierna Brusselse Ordonnantie Elektriciteit).   101

69 

een  begrensde  hoeveelheid  gas  wanneer  zij  hun  financiële  waarborg  wensen  te  beperken; (b) aan een beperkt aantal afnemers of aan zichzelf.104   Uit  het  voorgaande  kan  worden  afgeleid  dat  een  differentiatie  aan  leveringsvergunningen  met  het  oog  op  de  bevordering  van  decentrale  energievoorziening  volgens  de  auteur  opportuun  is  op  voorwaarde,  dat  deze  leveringsvergunningen nog de nodige garanties voorzien in het bijzonder ten aanzien  van  de  eindafnemer.  Hierbij  zou  men  onderscheid  kunnen  maken  naargelang  de  levering van elektriciteit uit een decentrale productie‐installatie wordt gedaan (a) via  een  directe  lijn  aan  één  eindafnemer  (al  of  niet  gelegen  op  dezelfde  site  als  de  desbetreffende  decentrale  productie‐installatie);  (b)  via  een  privé‐net  aan  één  of  meerdere  eindafnemers  en  (c)  via  het  distributienet  aan  één  of  meerdere  eindafnemers. Naargelang de situatie zou men welbepaalde voorwaarden (financiële  voorwaarden,  het  sluiten  van  evenwichts‐  en  toegangscontracten,  etc.)  kunnen  koppelen  aan  het  afleveren  van  de  leveringsvergunning.  Bovendien  dient  men  duidelijk  weer  te  geven  welke  de  rechten  en  plichten  (prijzen,  openbaredienstverplichtingen, metering, etc.) zijn van de eindafnemer, leverancier,  netbeheerder, beheerder privé‐net, houder van een directe leiding. Een andere optie  die men zou kunnen overwegen is geen leveringsvergunning meer te vereisen voor  leveringen van decentrale elektriciteit via een directe lijn of een privénet. De keuze  tussen  een  verdere  differentiatie  in  leveringsvergunningen  of  geen  leveringsvergunning  meer  hiervan  dient  men  de  voor‐  en  nadelen  eens  grondig  te  evalueren alvorens hieromtrent een beslissing te treffen.        Tevens  kan  uit  artikel  17  van  het  Elektriciteitdecreet  worden  afgeleid  dat  een  levering  van  grijze  elektriciteit  via  een  directe  lijn  uitdrukkelijk  wordt  uitgesloten.  Bijgevolg dient iedere afnemer van grijze elektriciteit en iedere lokale producent van  gewone elektriciteit zich aan te sluiten op het distributienet. Zelfs indien zou blijken  dat  een  rechtstreekse  leiding  tussen  een  afnemer  en  een  producent  van  gewone  elektriciteit  economisch  en  ecologisch  efficiënter  zou  zijn  door  de  onmiddellijke  nabijheid  van  de  centrale  bij  de  afname105.  Noteer  dat  deze  bepaling  enigszins  opmerkelijk  is  en  mogelijks  in  strijd  met  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  aangezien  artikel  22  van  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  expliciet  stelt  dat  de  lidstaten  maatregelen dienen te treffen opdat eindafnemers kunnen worden bevoorraad door  een directe lijn.   Los  hiervan  dient  men,  als  men  opteert  voor  de  ontwikkeling  van  decentrale  energievoorziening  en  energieclusters  op  industrieel  niveau,  volgens  de  auteur  te  voorzien in de mogelijkheid voor de levering van grijze elektriciteit via een directe lijn                                                          104

 Artikel 15 van de Ordonnantie van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest van 1 april 2004 betreffende  de organisatie van de gasmarkt in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest, betreffende wegenisretributies  inzake gas en elektriciteit en houdende wijziging van de ordonnantie van 19 juli 2001 betreffende de  organisatie van de elektriciteitsmarkt in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest, B.S. 26 april 2004. Noteer  dat een verdere analyse van deze bepalingen niet de opzet is van deze bijdrage.   105  L. DERIDDER, “Handboek gas‐ en elektriciteitsliberalisering”, l.c., p. 445‐449.  

70 

met  een  nominale  spanning  gelijk  aan  of  lager  dan  70  kV  in  het  Vlaamse  gewest.  Hiertoe zou men artikel 17 van het Elektriciteitsdecreet moeten aanvullen.   4.5.2  Directe lijnen  In het kader van de directe lijnen dient de Vlaamse regering in eerste instantie een  besluit  op  grond  van  artikel  18  van  het  Elektriciteitsdecreet  af  te  kondigen.  Dit  besluit  zal  de  procedure,  criteria  en  toepassingsregels  bevatten  met  het  oog  op  de  toelating voor de aanleg van een directe leiding. Zoals hierboven reeds werd vermeld  kan men de toelating van zulke directe leiding afhankelijk maken van een weigering  tot toegang tot het distributienet of van het ontbreken van een aanbod tot gebruik  van het distributienet onder redelijke economische en technische voorwaarden.   Volgens  de  auteur  dient  men  deze  voorwaarden  eens  grondig  te  bestuderen  met  dien verstande dat rekening dient te worden gehouden dat mogelijkerwijs hierdoor  onder  bepaalde  voorwaarden  het  monopolie  van  de  netbeheerders  op  het  distributienetwerk  zou  worden  doorbroken.  Bovendien  bestaat  de  kans  erin  dat  cherry  picking  zich  zal  voordoen,  niettemin  met  de  gepaste  maatregelen  kan  dit  mogelijks  worden  vermeden.  De  overheid  zal  hierbij  een  keuze  moeten  maken  aangezien  de  verdere  ontwikkeling  van  decentrale  energievoorziening  vanuit  economische  overwegingen  mogelijkerwijs  omwille  van  deze  voorwaarden  zou  kunnen worden belemmerd.   4.5.4  Netwerk   (a) Ontwikkeling privénetwerk  Met  het  oog  op  de  ontwikkeling  van  decentrale  energievoorziening  kan  men  de  vraag  stellen  of  men  naast  het  juridische  kader  voor  het  distributienetwerk  en  de  directe lijnen geen juridisch kader dient te ontwikkelen die het mogelijk zou maken  om  een  vergunning  aan  te  vragen  voor  de  aanleg  van  een  netwerk  dat  fysisch  is  gekoppeld  aan  het  distributienet  (om  de  onevenwichten  op  dit  netwerk  op  te  vangen),  waar  een  decentrale  productie‐installatie  voorziet  in  de  productie  en/of  levering  van  elektriciteit  die  vervolgens  wordt  verkocht  aan  eindafnemers  die  aangesloten  zijn  op  dit  netwerk?  Deze  vorm  van  netwerk  wordt  door  de  auteur  gekwalificeerd  als  een  privénetwerk.  Een  andere  optie  in  de  plaats  van  een  vergunningsprocedure is een vastlegging van de krijtlijnen in de wetgeving waaraan  zulk privénetwerk dient te voldoen. De financiering voor de aanleg en/of het beheer  van zulk privénetwerk zou worden uitgevoerd door de eindafnemers die aangesloten  zijn  op  het  netwerk,  de  decentrale  producent  of  een  derde  en  met  of  zonder  de  distributienetbeheerder.   De huidige bepalingen van het Elektriciteitsdecreet laten de ontwikkeling van zulke  privénetwerken  niet  toe.  Het  opnemen  van  zulke  wetgeving  zou  bijvoorbeeld  toelaten om bij de toekomstige ontwikkeling van woonwijken een netwerk, door een  derde  partij  of  door  de  eigenaars  van  de  woningen,  aan  te  leggen  waar  al  de  woningen  op  worden  aangesloten  en  waarbij  een  aantal  windmolens  of  een  WKK‐ 71 

installatie  als  vorm  van  decentrale  energievoorziening  de  geconsumeerde  elektriciteit van deze woonwijk zal produceren.   Hierbij  kan  alvast  worden  gewezen  op  een  recent  arrest  van  het  Hof  van  Justitie  waarin het Hof oordeelde dat artikel 20, lid 1 van de tweede Elektriciteitsrichtlijn een  bepaling  verbiedt:  “die  bepaalde  beheerders  van  energievoorzieningssystemen  vrijstelt van de verplichting om derden vrije toegang tot deze systemen te verlenen,  op grond dat zij zich bevinden in een bedrijvenpark dat een functioneel geheel vormt,  en overwegend voor het transport van energie binnen de eigen onderneming of naar  verbonden  ondernemingen  dienen”.106  Hieruit  kan  worden  afgeleid  dat  de  toegang  van derden ook van toepassing is op private netwerken opdat consumenten kunnen  genieten van een vrije keuze tussen leveranciers.107   Bij  de  uitwerking  van  een  juridisch  kader  voor  zulk  privénetwerk  zal  men  zal  ondermeer rekening moeten houden met de volgende elementen: (a) wie kan en zal  de netbeheerder worden van zulk netwerk; (b) moet men geen apart juridisch kader  uitwerken voor zulke netbeheerder waarin de verantwoordelijkheden en procedure  tot erkenning worden opgenomen; (c) de toegang tot het netwerk dient te worden  bepaald  (zie  het  arrest  van  het  Hof  van  Justitie  C‐439/06108);  (d)  de  bepalingen  in  verband  met  de  leveringsvergunning  dienen  te  worden  gewijzigd  opdat  men  eindafnemers  kan  beleveren  via  zulk  netwerk;  (e)  moeten  we  de  taken  van  de  distributienetbeheerder  al  dan  niet  aanvullen  in  dit  kader,  hierbij  kan  worden  verwezen naar een taak om onevenwichten op te vangen op zulk netwerk; (f) men  zal  moeten  voorzien  in  een  procedure  die  de  aanleg  van  zulke  netwerken  zal  toelaten;  (g)  op  welke  wijze  zal  men  de  huidige  openbare  dienstverplichtingen,  heffingen en de bepalingen met betrekking tot de bevordering van milieuvriendelijke  elektriciteitsopwekking  toepassen  op  zulke  netwerken;  (h)  uitwerken  van  de  technische aansluitingsvoorwaarden van zulke netwerk, etc. Uit het voorgaande kan  alvast  worden  afgeleid  dat  de  ontwikkeling  van  een  juridisch  kader  voor  zulke  netwerken op grondige wijze zal moeten gebeuren.   Hierbij  kan  worden  gewezen  op  artikel  2,  36°  van  de  Brusselse  Ordonnantie  Elektriciteit  dat  voorziet  in  een  definitie  van  een  privé‐net  als  een  geheel  van  inrichtingen  van  een  privéterrein  waarop  zich  een  bron  van  lokale  productie  van  groene elektriciteit bevindt en die aan een spanning lager dan 11 kV verschillende in  aanmerking komende klanten, gesitueerd op dit privé‐gebied, bevoorraadt zonder op  het transmissienet of op het distributienet aangesloten te worden. Uit deze definitie  kan worden afgeleid dat een privé‐net niet is aangesloten op het transmissienet of  het  distributienet,  de  aanleg  zal  enkel  mogelijk  zijn  voor  een  decentrale  productie‐ installatie die groene stroom produceert en ten slotte dient de spanning lager te zijn  dan  11  kV.  Daarnaast  definieert  artikel  2,  37°  van  de  Brusselse  Ordonnantie                                                          106

 H.v.J. 22 mei 2008, nr. C‐439/06 Citiworks AG v Sächsisches Staatsministerium für Wirtschaft und  Arbeit als Landesregulierungsbehörde.  107  Opinie van de advocaat‐generaal Mazák van 13 december 2007 in de zaak C‐439/06, Citiworks AG v  Sächsisches Staatsministerium für Wirtschaft und Arbeit als Landesregulierungsbehörde.   108  Zie Supra.  

72 

Elektriciteit  een  afnemer  aangesloten  op  het  privé‐net  als  een  eindafnemer  die  op  een privé‐net aangesloten is en zijn mogelijkheid om in aanmerking te komen heeft  afgestaan  aan  de  beheerder  van  het  privénet.  Zonder  in  detail  te  gaan  op  deze  laatste  definitie  kan  alvast  worden  vermeld  dat  dit  enigszins  een  opmerkelijke  definitie  is  aangezien  zulke  eindafnemer  zijn  keuzevrijheid  zou  hebben  afgestaan.  Bovendien  is  dit  mogelijks  in  strijd  met  de  tweede  Elektriciteitsrichtlijn  zoals  kan  worden afgeleid uit het arrest van het Hof van Justitie C‐439/06109. Ten slotte bevat  de ordonnantie in het artikel 2, 38° een definitie van de beheerder van het privé‐net  die stelt dat: de beheerder van het privé‐net een natuurlijke persoon of rechtspersoon  is die gelijktijdig beschikt over:   -

het eigendoms‐, het gebruiks‐ of beheersrecht op een privé‐net en  de  mogelijkheid  van  de  afnemers  die  zijn  aangesloten  op  dit  privé‐net  om in aanmerking te komen.  

Bovendien  voorziet  de  Brusselse  Ordonnantie  Elektriciteit  in  dit  kader,  naast  de  mogelijkheid om een leveringsvergunning te bekomen om de eindafnemers van een  privé‐net elektriciteit te leveren, dat de technische reglementen (a) de voor waarden  voor toegang tot het net, waaronder de specifieke voorschriften die van toepassing  zijn op de in aanmerking komende eindafnemers die aangesloten zijn op eenzelfde  privé‐net en (b) de operationele regels betreffende de privé‐netten, zullen bepalen.   Uit deze bepalingen van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest met betrekking tot het  privé‐net kan worden afgeleid dat de auteur niet een gelijkaardige vorm van netwerk  voor  ogen  heeft.  Het  netwerk  waarvan  sprake zou  volgens  de  auteur  zowel  op  het  openbaar  domein  als  een  privaat  domein  of  beide  moeten  kunnen  worden  aangelegd met  een  koppeling  aan  het  distributienet,  maar  waarvan de  financiering  voor de aanleg en/of het beheer zou worden uitgevoerd door de eindafnemers die  aangesloten  zijn  op  het  netwerk,  de  decentrale  producent  of  een  derde  en  met  of  zonder de distributienetbeheerder. Bovendien zal de ontwikkeling van zulke netwerk  enkel, maar doorgang kunnen vinden indien de eindafnemer op gepaste wijze wordt  beschermd.   (b) Distributienettarieven   Indien  de  overheveling  van  de  bevoegdheid  van  de  distributienettarieven  naar  de  gewesten  doorgang  zal  vinden  dient  men  na  te  gaan  op  welke  wijze  men  deze  bevoegdheid zal uitoefenen. Een uitbreiding van directe leidingen en privénetwerken  zal  mogelijks  tot  gevolg  hebben  dat  de  kosten  van  het  distributienetwerk  zullen  moeten  worden  gedragen  door  een  lager  aantal  eindafnemers.  Deze eindafnemers  zullen  bijgevolg  worden  geconfronteerd  met  stijgende  distributienettarieven.  Dit  probleem  kan  mogelijks  worden  opgevangen  door  een  aangepast  tarifair  beleid  op  gewestelijk niveau.                                                            109

 Ibid.  

73 

(c) Taken distributienetbeheerder  Artikel 7 van het Elektriciteitsdecreet geeft een overzicht van de uit te voeren taken  door  de  distributienetbeheerder  en  afhankelijk  van  de  bijkomende  taken  die  de  overheid zou toevertrouwen aan de distributienetbeheerder zal men dit artikel 7 en  het  besluit  van  15  juni  2001  al  dan  niet  moeten  wijzigen110.  Hierbij  dient  men  mogelijkerwijs ook de activiteiten (met betrekking tot bvb. de levering en productie  van  elektriciteit)  die  een  distributienetbeheerder  mag  uitvoeren  mogelijkerwijs  moeten  gaan  uitbreiden.  Daarnaast  zal  men  mogelijks  ook  het  TRDE  waarvan  rechtsgrond is opgenomen in artikel 8 van het Elektriciteitsdecreet moeten wijzigen.  In de marge kan er ook op worden gewezen dat de overheid de structuur van deze  distributienetbeheerders dient te evalueren en desgevallend te wijzigen.       (d) Aansluiting op en toegang tot het distributienetwerk   In  dit  kader  dient  men  de  technische  regels  voor  de  aansluiting  op  het  distributienetwerk, en in het bijzonder artikel III 2.1.2 van het TRDE, te evalueren en  daar waar nodig te wijzigingen opdat alle technische belemmeringen met het oog op  de aansluiting van een decentrale productie‐installatie worden verwijderd.  Daarnaast  dient  men  een  evaluatie  uit  te  voeren  van  de  voorwaarden  (financiële  waarborgen,  aanstelling  evenwichtsverantwoordelijke,  toegangs‐  en  evenwichtscontracten,  etc.)  waaraan  men  als  decentrale  elektriciteitsproducent  dient  te  voldoen  om  toegang  te  krijgen  tot  het  distributienetwerk  voor  de  levering  van  de  door  hen  geproduceerde  elektriciteit  aan  eindafnemers  via  het  distributienetwerk. Men kan zich de vraag stellen of deze voorwaarden in bepaalde  omstandigheden niet kunnen worden versoepeld.   Los  van  het  voorgaande,  dient  er  te  worden  gewezen  op  de  economische  belemmeringen bij de aansluiting van decentrale productie‐installaties. Deze zouden  moeten  kunnen  worden  aangesloten  op  het  meest  aangewezen  aansluitingspunt,  met  name  daar  waar  de  totale  kosten  voor  de  diverse  actoren  (transmissienetbeheerder,  distributienetbeheerder,  producent,  eindafnemer)  het  laagst zijn.   Milieu‐ en bouwvergunning  Uit  de  toepassing  van  de  procedure  voor  de  aanvraag  van  een  milieu‐  en  bouwvergunning  in  de  praktijk  voor  decentrale  productie‐installaties  kan  worden  afgeleid  dat  deze  procedures  om  allerlei  redenen  vaak  aanzienlijke  vertragingen  oplopen  (bvb.  door  lokale  tegenstand).  Aangezien  de  bouw  en  bijkomende                                                          110

 Zie supra.  

74 

ontwikkeling  van  decentrale  productie‐installaties  kunnen  bijdragen  in  het  garanderen  van  onze  bevoorradingszekerheid  en  naargelang  de  keuze  van  de  decentrale productie‐installatie een bijdrage kunnen leveren in het behalen van de  Europese doelstellingen voor hernieuwbare energiebronnen en reductie van de CO2‐ uitstoot  zou  men  op  de  één  of  andere  wijze  in  desbetreffende  wetgeving  de  lang  aanslepende  proceduretermijnen  voor  een  milieu‐  en  bouwvergunning  moeten  kunnen inkorten.   Bovendien bij een verdere uitbreiding van de decentrale productie‐installaties zal het  distributienetwerk  versterkt  moeten  worden.  Vaak  worden  de  distributienetbeheerders  ook  geconfronteerd  met  lange  termijnen  voor  het  bekomen  van  de  milieu‐  en  bouwvergunningen  en  bijgevolg  zou  men  zoals  bij  de  bouw  van  een  decentrale  productie‐installatie  deze  termijnen  moeten  kunnen  inkorten.   Het strekt aan te bevelen dat men naast de omzendbrieven m.b.t. de inplanting van  installaties  voor  mestbehandeling  en  vergisting,  en  het  afwegingskader  en  randvoorwaarden  voor  de  inplanting  van  windturbines  men  een  omzendbrief  zou  ontwikkelingen die een afwegingskader en randvoorwaarden  zou voorzien voor de  ontwikkelingen  van  residentiële  toepassingen  van  decentrale  productie‐installaties  zoals bvb. windmolens, fotovoltaïsche zonnepanelen, WKK‐installaties, etc.   

4.6 

Bevordering van milieuvriendelijke elektriciteitsopwekking  

4.6.1  Algemene bemerkingen   In de bepalingen van de artikelen 21 e.v. van het Elektriciteitsdecreet heeft men het  Vlaamse  systeem  tot  bevordering  van  milieuvriendelijke  elektriciteitsopwekking  opgenomen. Omwille van de Europese 2020 doelstellingen dienen deze bepalingen  grondig te worden geëvalueerd en te worden gekoppeld aan een duidelijke visie met  betrekking tot decentrale energievoorziening onder lokaal beheer. Hierbij dient men  in  eerste  instantie  de  nieuwe  doelstellingen  voor  het  Vlaamse  gewest  te  bepalen  inzake  hernieuwbare  energie,  het  huidige  mechanisme  om  deze  nieuwe  doelstellingen  te  behalen  te  evalueren  (is  het  huidige  systeem  van  de  Vlaamse  groenestroomcertificaten  het  meest  aangewezen  of  opteren  we  bij  voorkeur  voor  een  ander  mechanisme  of  andere  voorwaarden  voor  het  huidige  systeem)  en  desgevallend te wijzigen, men dient zich de vraag te stellen of het Vlaamse gewest  alle vormen van milieuvriendelijke elektriciteitsopwekking dient te ondersteunen via  een  mechanisme  of  misschien  het  ondersteuningsmechanisme  dient  uit  te  breiden  naar  andere  technologieën  (bvb.  warmte  en  koeling),  men  moet  nagaan  of  het  huidige  systeem  van  de  groenestroomcertificaten  niet  voorziet  in  een  over‐ subsidiëring,  men  dient  misschien  te  voorzien  in  een  aantal  remmen  opdat  de  maatschappelijke kost van het huidige systeem met het oog op de bevordering van  groene stroom niet wordt beperkt (hierbij dient rekening te worden gehouden met  ondersteuning op het federale niveau van de offshore windmolenparken), men dient  te overwegen of de Vlaamse doelstellingen inzake hernieuwbare energie niet buiten  het  Vlaamse  gewest  kunnen  worden  gerealiseerd,  etc.  Kortom,  men  zal  een  zeer  75 

grondige  analyse  zowel  op  economische,  technisch  als  op  juridisch  vlak  moeten  uitvoeren  van  de  bevordering  van  milieuvriendelijke  elektriciteitsopwekking  in  het  Vlaamse gewest.   4.6.2   Weigering aansluiting op het distributienetwerk  Uit  de  praktijk  kan  worden  afgeleid  dat  een  aantal  netbeheerders  weigeren  om  productie‐installaties  die  toepassing  maken  van  hernieuwbare  energiebronnen  en  warmtekrachtkoppeling aan te sluiten op het distributienetwerk. De netbeheerders  kunnen  op  grond  van  artikel  11,  §2  van  het  Elektriciteitsdecreet  zulke  aansluiting  weigeren  op  basis  van  de  in  deze  paragraaf  omschreven  situaties.  Gelet  op  deze  recente problematiek is het aan de overheid om hieromtrent een duidelijk kader te  scheppen waarbij men een grondige analyse maakt van alle kosten en baten van de  aansluiting van zulke productie‐installaties.  4.6.3  Beperking aansluitingskost op het distributienetwerk  Op grond van artikel 19 van het besluit van de Vlaamse regering van 5 maart 2004  inzake  de  bevordering  van  elektriciteitsopwekking  uit  hernieuwbare  energiebronnen111 worden de aansluitingskosten voor installaties die gebruik maken  van  hernieuwbare  energiebronnen  beperkt.  De  sector  heeft  in  navolging  van  de  toepassing van deze bepaling een aantal bedenkingen geuit, en in het bijzonder met  de kost die dient te worden gedragen door de netbeheerders, bijgevolg kan men de  vraag stellen of dit artikel niet dient te worden gewijzigd.   Aanleg van leidingen   In dit kader dient er ook op te worden gewezen dat afhankelijk van de keuze die de  Vlaamse overheid zal maken men mogelijkerwijs ook het besluit van 29 maart 2002  van  de  Vlaamse  regering  betreffende  het  toekennen  van  vergunningen,  het  vaststellen  en  innen  van  retributies  voor  het  privatieve  gebruik  van  het  openbaar  domein van de wegen, de waterwegen en hun aanhorigheden, de zeewering en de  dijken112, zal moeten wijzigen.  Energy Service Company  Gedecentraliseerde  energievoorziening  omvat  diverse  vormen  van  diensten  waaronder  de  distributie  en  levering  van  elektriciteit,  maar  ook  diensten  met  het  oog op verwarming, koeling en energie‐efficiëntie. Daarnaast is de commerciële en  economische  structuur  van  gedecentraliseerde  energievoorzieningen  totaal  verschillend van een gecentraliseerde energievoorziening. Bijgevolg zou de overheid  moeten overwegen om een juridisch kader te creëren waarbij privé‐actoren worden  gestimuleerd  om  Energy  Service  Companies  of  ESCO’s  op  te  richten  die  allerlei  diensten  aanbieden  in  het  kader  van  gedecentraliseerde  energievoorziening.                                                          111 112

 B.S. 23 maart 2004.    B.S. 30 mei 2002.  

76 

Hiervoor zijn verschillende vormen van samenwerking mogelijk met de publieke en  private sector of zelfs met particulieren die gebruik maken van de diensten van zulke  ESCO.  Het  beleid  zou  hierbij  kunnen  opteren  voor  een  gecombineerde  vergunning  die zowel de productie, de distributie als de levering van elektriciteit omvat. Volgens  de  auteur  kan  het  Vlaamse  gewest  op  basis  van  haar  bevoegdheden  de  nodige  maatregelen treffen opdat zulke ESCO’s zich zouden kunnen ontwikkelen, niettemin  lijkt het aangewezen om ook het federale niveau hierbij te betrekken.   

4.7 

Conclusie  

Deze  analyse  is  een  eerste  aanzet  om  de  juridische  belemmeringen  aan  te  kaarten  met  het  oog  op  het  bevorderen  van  de  ontwikkeling  van  decentrale  energievoorziening.  Alvorens  een  concreet  plan  uit  te  werken  dat  deze  juridische  belemmeringen  zal  aanpakken  dient  de  Vlaamse  overheid  volgens  de  auteur  een  duidelijke  visie  te  ontwikkelen  over  het  te  voeren  energiebeleid  waarbij  rekening  wordt gehouden met de Europese doelstellingen (reductie CO2‐uitstoot, versterken  van  de  bevoorradingszekerheid,  vrijmaking  van  de  elektriciteits‐  en  gasmarkt,  aandeel  hernieuwbare  energiebronnen,  energie‐efficiëntie,  etc.).  Indien  deze  visie  zou  opteren  voor  een  meer  gedecentraliseerde  energievoorziening  kan  men  geleidelijk  de  overstap  hiertoe  gaan  organiseren  en  de  juridische  belemmeringen  verwijderen.      

77 

 

5. Ontwikkelingscenario’s  5.1 

Hoofdscenario 1 – Een duurzame wooneenheid 

5.1.1  Schets van de inhoud van dit scenario  Wanneer de bewoners van een appartementsgebouw of een kleine wijk  een eigen  verwarmings‐  en  elektriciteitssysteem  met  een  mini‐  of  micro‐WKK  organiseren  moet er, afhankelijk van de uitbating van de WKK‐eenheid en het evenwicht tussen  de  elektriciteitsvraag  en  de  productie,  door  de  WKK  een  zekere  hoeveelheid  elektrische energie met het distributienet uitgewisseld te worden. Dit scenario wordt  uitgewerkt daar WKK’s voor een belangrijke efficiëntieverhoging in de productie van  elektrische  energie  kunnen  zorgen  en  op  dit  moment  reeds  beschikbaar  is  voor  toepassing  op  industrieel,  commercieel  en  residentieel  vlak.  Het  aantal  geïnstalleerde WKK‐eenheden kende de laatste twee decennia een enorme stijging,  vooral in Nederland en in mindere mate in Vlaanderen.    

   

Fig. 12 Schematische voorstelling van een duurzame wooneenheid 

In Nederland steeg de totale productiecapaciteit van elektrische energie door WKK’s  van 3000 MWe in 1990 tot meer dan 9000 MWe in 2008113. Eind 2006 bedroeg de  productiecapaciteit  van  WKK  in  Vlaanderen  1582  MWe  en  2729  MWt  (Peeters,  Aernouts en Daems, 2007), te vergelijken met 200 MWe in 1990114. Fig. 12 illustreert                                                          113 114

 Cogen Nederland, http://cms.cogen.nl.   Milieurapport Vlaanderen, www.milieurapport.be. 

78 

de  mogelijke  energiestromen  voor  dit  scenario.  Een  alternatief  scenario  is  het  plaatsen van een groot gemeenschappelijk dak met fotovoltaïsche panelen voor de  elektriciteitsvoorziening van dezelfde groep bewoners.     5.1.2  Bespreking van het scenario met betrekking tot haalbaarheid en  mogelijke belemmeringen  Op technisch vlak lijken er op het eerste zicht weinig belemmeringen te zijn voor dit  project:  de  huidige  commercieel  beschikbare  WKK‐eenheden  kunnen  hiervoor  gebruikt  worden,  de  warmtevraag  wordt  gespreid  over  een  groep  van  verbruikers  waardoor  deze  normaliter  een  minder  fluctuerend  verloop  zal  kennen  dan  in  het  geval  de  WKK  slechts  voor  1  gezin  zou  worden  gebruikt.  Ook  de  elektriciteitsproductie zal minder fluctuaties vertonen. Toch zijn er enkele technische  aspecten  die  aandacht verdienen.  Het  afstemmen  van  de  elektriciteitsproductie  op  de vraag via lokale bronnen in het distributienet is niet steeds mogelijk. Een ander  punt betreft de noodzaak van warmteopslag. Indien de werking van de WKK vooral  gericht  is  op  de  elektriciteitsproductie,  eerder  dan  op  het  nakomen  van  de  warmtevraag, en de geproduceerde warmte slechts gedeeltelijk wordt benut, is dit  nadelig  voor  zowel  het  totale  rendement  van  de  installatie  als  de  CO2‐balans.  Warmteopslag  kan  in  dit  geval  voorkomen  dat  (een  deel  van)  de  geproduceerde  warmte  naar  de  omgeving  dient  te  worden  afgevoerd  (en  dus  niet  nuttig  gebruikt  wordt) of dat niet voldaan kan worden aan de ogenblikkelijke warmtevraag van de  gebruikers op momenten dat de vraag naar elektriciteit de energieproductie van de  WKK bepaalt. Een toepassing zoals beschreven in dit scenario vormt in principe het  type  systeem  waarvoor  WKK  werd  ontwikkeld.  WKK  kan  op  verschillende  schaal  worden  toegepast,  gaande  van  grote  installaties  (enkele  tot  meerdere  honderden  MWe)  tot  micro‐WKK’s  (enkele  tot  meerdere  tientallen  kWe).  Hierdoor  is  het  toepassingspotentieel  van  WKK  groot:  zowel  in  industrie  en  grootschalige  land‐  en  tuinbouwbouw  als  in  residentiële  gebouwen  of  wijken  kan  het  worden  toegepast.  Micro‐WKK  is  een  relatief  nieuwe  speler  op  de  markt,  die  echter  steeds  meer  toepassing vindt.  Juridisch  gezien  is  dit  scenario  een  ander  paar  mouwen.  Het  principe  van  de  vrije  markt  stelt  dat  bewoners,  eigenaars  of  mede‐eigenaars  (afhankelijk  van  het  al  dan  niet verkocht zijn van de appartementen in het gebouw of de woonsten in de wijk) te  allen tijde vrij hun leverancier moeten kunnen kiezen. Aan de andere kant zijn zij in  dit  scenario  ook  mede‐eigenaar  van  de  WKK‐eenheid.  Zijn  zij  in  deze hoedanigheid  verplicht om de energie geproduceerd door de WKK te consumeren? En indien dit zo  is:  zijn  zij  dan  nog  vrij  in  hun  keuze  van  een  leverancier?  Of  dient  de  elektriciteit  geproduceerd  door  de  WKK  enkel  te  worden  gebruikt  voor  het  voeden  van  de  gemeenschappelijke  delen  van  het  woonaggregaat?  Dit  zou  een  sterke  beperking  vormen  voor  de  dimensionering  van  de  WKK  waardoor  deze  waarschijnlijk  de  vereiste warmtevraag niet zou kunnen leveren. 

79 

Het  bekomen  van  een  leveringsvergunning  voor  de  WKK  is  niet  eenvoudig.  De  uitreiking van dergelijke vergunningen gebeurt via het VREG en in overeenstemming  met  het  besluit  van  de  Vlaamse  Regering  met  betrekking  tot  de  leveringsvergunningen  voor  elektriciteit  (15/06/2001).  De  aanvrager  moet  in  zijn  aanvraag aantonen op technisch, financieel en juridisch vlak in overeenstemming te  zijn  met  bovenvermeld  besluit  van  de  Vlaamse  Regering.  Dit  besluit  houdt  onder  andere in dat:  •

•

•

•

De aanvrager over voldoende technische en financiële capaciteit beschikt om  de levering van elektriciteit aan zijn klanten te verzekeren. Hiervoor dient de  aanvrager:  ƒ Passende bankverklaringen, een verklaring over de omzet van  de  afgelopen  drie  jaren  en  eventueel  balansen  en/of  jaarrekeningen  voor  te  leggen  als  bewijs  voor  voldoende  financiële capaciteit.  ƒ Een lijst met relevante studie‐ en beroepskwalificaties van de  personeelsleden, een lijst met de voornaamste activiteiten in  de  laatste  drie  jaar  en  een  verklaring  met  de  gemiddelde  jaarlijkse  personeelsbezetting  en  de  omvang  van  het  kader  tijdens  de  laatste  drie  jaar  voor  te  leggen  als  bewijs  van  zijn  technische capaciteit,  De  aanvrager  blijk  geeft  van  voldoende  professionele  betrouwbaarheid  om  de  levering  van  elektriciteit  aan  zijn  klanten  te  verzekeren.  Dit  heeft  ondermeer  betrekking  op  een  eventueel  faillissement  of  een  staat  van  vereffening,  klachten  die  de  professionele  integriteit  van  de  aanvrager  aantasten,  door  de  reguleringsinstantie  vastgestelde  ernstige  fouten  in  zijn  beroepasuitoefening  of  onregelmatigheden  in  het  betalen  van  bijdragen  voor de sociale zekerheid en belastingen.  De aanvrager aantoont over voldoende capaciteit te beschikken om aan de  behoeften  van  zijn  klanten  te  voldoen.  Hiertoe  dient  hij  te  beschrijven  hoeveel  elektriciteit  hij  zelf  opwekt  en  hoeveel  hij  bij  derde  partijen  aankoopt, wat de aard en de plaats is van de elektriciteitsproductie, hoeveel  elektriciteit er geleverd wordt en van welke aard deze is en op welke manier  er  een  evenwicht  tussen  geproduceerde  en  geleverde  elektriciteit  wordt  gerealiseerd.  De  aanvrager  aantoont  juridisch  onafhankelijk  te  zijn  ten  opzichte  van  de  netbeheerders (tenzij de aanvrager zelf een netbeheerder is). 

Een  leverancier  van  elektrische  energie  is  verplicht  om  jaarlijks  een  bepaald  minimum  percentage  van  de  totale  elektriciteitslevering  aan  warmtekrachtcertificaten in te leveren. Deze kunnen worden bekomen bij de VREG,  die aan producenten 1 certificaat uitreikt per 1000 kWh primaire energiebesparing in  een  kwalitatieve  WKK‐installatie  (besparing  ten  opzichte  van  de  situatie  waarin  dezelfde hoeveelheid elektrische energie en warmte gescheiden worden opgewekt).  Een  leverancier  kan  dus  zelf  WKK‐eenheden  bezitten  en  de  hiermee  bekomen  certificaten  gebruiken  voor  zijn  certificatenverplichting  of  de  nodige  certificaten  kopen  bij  een  producent  die  dergelijke  certificaten  bezit.  Voor  een  80 

leveringsvergunning wordt gewerkt per 5 MW, wat misschien teveel is voor de WKK‐ installatie en dan met andere middelen dient te worden aangevuld.  5.1.3  Interactie met de distributienetbeheerder  In  deze  sectie  wordt  bekeken  wat  de  mogelijke  inbreng  van  de  distributienetbeheerder in dit scenario is, los van de eerder vermelde technische en  juridische kwesties.  Enkele mogelijke taken voor de distributienetbeheerder zijn:  •

• •

Het  organiseren  van  een  lokale  markt,  teneinde  de  energie  lokaal  op  een  economisch optimale wijze te verdelen. Vraag is of dit principe ook optimaal  is  voor  residentiële  toepassingen,  waarbij  bijvoorbeeld  een  appartement  of  wijk instaat voor de eigen energievoorziening.  Instaan voor de metering, bijvoorbeeld met behulp van slimme meters.  Mee voorzien in het technisch beheer, dispatching en onderhoud van privé‐ installaties. 

5.1.4  Mogelijke aandachtspunten  • •

•

•

• •

Sociale  dienstverplichtingen:  netbeheerders  en  leveranciers  zijn  op  dit  moment  verplicht  om  bij  wanbetaling  bij  de  klant  een  budgetmeter  te  installeren en een minimale levering van 10A te verzekeren.  Op  dit  moment  zijn  er  heel  wat  steunmaatregelen  voor  dergelijke  investeringen,  meestal  echter  toegespitst  op  privé‐personen.  Bij  een  juridische vorm waarin meerdere gezinnen verenigd worden kan het recht op  steun mogelijks vervallen, bijvoorbeeld voor een VZW.  Welke  juridische  constructies  zijn  er  nodig  met  betrekking  tot  eigendom  en  beheer?  Wordt  het  eigendom  verdeeld  over  alle  appartementsbewoners,  treedt  1  persoon  op  als  eigenaar  of  wordt  ook  de  distributienetbeheerder  betrokken  als  eigenaar?  Mogelijk  kan  de  distributienetbeheerder  ook  (mee)  instaan voor uitbater en de WKK‐eenheid dispatchable maken.  Dit scenario richt zich voornamelijk op de lokale opwekking van elektriciteit,  maar  er  zijn  ook  wooneenheden  die  werken  met  warmteopslag  en  thermische  zonnepanelen.  Misschien  is  het  beter  om  een  onderscheid  te  maken tussen een elektrisch en een warmtegericht scenario. Beide scenario’s  zijn echter niet volledig gelijkwaardig. Bij warmtelevering zijn er bijvoorbeeld  weinig sociale verplichtingen.  Wat  zegt  de  regelgeving  over  het  verkopen  en  leveren  van  warmte  in  een  appartementsgebouw of wijk?  Wat voor regels en voorwaarden moeten worden opgesteld naar de klanten  met  betrekking  tot  het  gebruik  van  de  WKK‐installatie?  Het  is  bijvoorbeeld  dat iedereen consequent warmte afneemt voor verwarming en warm water,  anders  werkt  de  installatie  mogelijk  niet  mee  rendabel.  Het  opleggen  van  dergelijke  voorwaarden  beperkt  echter  de  vrijheid  van  de  afnemers.  Er  kan  bijvoorbeeld  in  het  huurcontract  worden  opgenomen  dat  de  huurder  81 

•

•

verplicht  een  bepaald  warmteprofiel  dient  te  volgen  en  hier  bevoorraad  wordt  door  de  WKK‐eenheid.  Hier  duikt  ook  weer  het  mogelijke  conflict  tussen  de  inhoud  van  dergelijke  privaatrechtelijke  overeenkomsten  (met  bijvoorbeeld  een  verplichting  voor  huurders  in  een  bepaald  appartementsgebouw  om  elektriciteit  en  warmte  van  de  lokale  WKK  af  te  nemen)  en  de  Europese  richtlijn  die  voorschrijft  dat  iedereen  vrij  zijn  elektriciteits‐ en gasleverancier moet kunnen kiezen.  Het is aangewezen om de verschillende processen op te splitsen in de rollen  die de verschillende marktpartijen dienen uit te voeren. Bij elke rol zou ook  een datastroom (met inbegrip van administratie), een contractuele stroom en  een fysische stroom moeten worden gepreciseerd. Op basis daarvan kan dan  worden bepaald wie welk deel van het proces op zich dient te nemen.  Een  lokale  marktwerking  kan  worden  gebruikt  om  verschillende  lokaal  aangesloten  bronnen  op  een  efficiënte  manier  te  laten  samenwerken.  Een  mogelijk probleem stelt zich wel indien er bijvoorbeeld veel WKK‐eenheden  staan en de vraag naar  elektriciteit hoog is in combinatie met een (tijdelijk)  lage  warmtevraag.  Dien  je  dan  te  investeren  in  warmteopslag  om  de  WKK‐ eenheden  toch  te  kunnen  laten  draaien  om  aan  de  elektriciteitsvraag  te  voldoen? Men kan huurders moeilijk verplichten om warmte te blijven af te  nemen wanneer ze deze niet nodig hebben. 

5.1.5  Discussiepunten  Wanneer men naar de haalbaarheid van dit scenario kijkt vanuit het standpunt van  de  WKK‐eigenaar,  stoot  men  snel  op  enkele  problemen.  Zo  is  men,  wanneer  men  een  WKK  in  een  Vlaams  appartementsgebouw  plaatst,  verplicht  om  de  opgewekte  elektriciteit  te  verkopen  aan  50  €/MWh,  daar  waar  de  normale  kostprijs  voor  elektriciteit  in  een  residentiële  woning  eerder  150  €/MWh  bedraagt115.  Het  is  voor  de  producent  vanuit  dit  oogpunt  dus  helemaal  niet  rendabel  om  door  een  WKK  geproduceerde energie te verkopen.  Een  tweede  probleem  betreft  de  waarde  van  de  WKK‐certificaten.  WKK‐installaties  worden op heden vaak gedimensioneerd op basis van de productie van elektrische  energie  en  niet  op  basis  van  de  warmteproductie,  wat  eigenlijk  de  originele  opvatting  van  het  WKK‐concept  was.  Dit  heeft  te  maken  met  het  feit  dat  de  vergoeding  voor  de  elektriciteitsproductie  laag  ligt:  een  certificaat  voor  een  fotovoltaïsche  installatie  bedraagt  bijvoorbeeld  450  €/MWh,  terwijl  dit  voor  een  WKK‐certificaat slechts op 41 €/MWh ligt. Hierdoor worden de kosten van brandstof  en onderhoud hoger dan de vergoeding die men krijgt voor de aan het net geleverde  elektrische energie. Ook moet je nog een relatief grote bijkomende ketel installeren  omdat de WKK te klein gedimensioneerd is voor de benodigde hoeveelheid warmte.                                                          115

 Cijfers afkomstig van Cogen Vlaanderen. 

82 

Een derde opmerking betreft de in dit scenario opgenomen technologieën. Het kan  interessant zijn om een WKK‐installatie in parallel met een fotovoltaïsche installatie  uit  te  baten.  Dit  kan  ervoor  zorgen  dat  de  eventueel  benodigde  hoeveelheid  elektrische energieopslag  geminimaliseerd  wordt.  De  WKK‐eenheid  zal  vooral  in  de  winter  meer  vermogen  dienen  te  leveren,  terwijl  de  fotovoltaïsche  panelen  meer  moeten produceren in de zomer. Ook kan je de hoeveelheid energie die je met het  middenspanningsnet  moet  uitwisselen  sterk  verminderen.  Er  kan  met  andere  woorden getracht worden een lokaal evenwicht tussen productie en consumptie te  bekomen, wat reeds een mooie stap is in de richting van een microgrid. Toch lijkt het  gebruik  van  zowel  elektrische  als  warmteopslagtechnologie  noodzakelijk  voor  een  goed  functioneren  van  een  dergelijke  configuratie,  gezien  de  mogelijk  sterk  uiteenlopende  vraag  naar  warmte  en  elektriciteit  en  de  noodzaak  om  het  werkingspunt van de WKK’s aan te passen aan de eisen van de gebruikers (hetzij op  vlak van elektriciteit, hetzij op vlak van warmte).  Een  van  de  mogelijke  marktrollen  is  die  van  aggregator,  die  zelf  zorgt  voor  het  samenbrengen  van  vraag  en  aanbod  voor  lokale  opwekkingsprojecten.  Deze  aggregator verzorgt enerzijds de handel van energie (het verkopen van kWh’s en het  zo  goed  mogelijk  matchen  van  vraag  en  aanbod,  eventueel  de  verkoop  van  energiepakketten  op  een  energiebeurs  als  Belpex  of  APX),  maar  wordt  anderzijds  ook  geconfronteerd  met  het  bewaken  van  de  kwaliteit  en  continuïteit  van  de  elektriciteitsbevoorrading  op  momenten  van  piekbelasting  en  de  lokale  spanningsregeling,  of  in  1  omvattend  woord:  netdiensten.  Met  dit  laatste  komt  de  aggregator  in  contact  met  wat  nu  tot  de  taken  van  de  distributienetbeheerder  behoort. Op die manier wordt een ESCO gecreëerd die optreedt tussen de klanten en  de  distributienetbeheerder.  Belangrijk  is  ervoor  te  zorgen  dat  de  prijs  die  aan  de  klant  wordt  doorgerekend  niet  te  hoog  is.  De  kost  voor  de  te  leveren  netdiensten  (die ook, minstens ten dele, aan de klant wordt doorgerekend) kunnen wel vrij hoog  oplopen.  Dit  is  misschien  een  punt  waarop  de  overheid  kan  tussenkomen.  Een  voorbeeld van een bedrijf dat op die manier een eigen lokale markt heeft opgezet is  Anode  in  Nederland.  Dit  bedrijf  heeft  overigens  ook  een  leveringsvergunning  in  België. Toch dient erop gelet te worden welke taken een dergelijke aggregator zou  toegewezen  krijgen.  Het  is  bijvoorbeeld  te  vermijden  dat  het  netbeheer  en  het  balanceren  van  vraag  en  aanbod  worden  opgesplitst  over  verschillende  partijen.  Voor publieke netten lijkt het aangewezen om de distributienetbeheerder als enige  verantwoordelijke  partij  te  behouden,  voor  private  netten  kan  eventueel  een  aggregator los van de distributienetbeheerder als verantwoordelijke partij optreden.   De taken van een distributienetbeheerder kunnen eventueel ook uitgebreid worden  met  openbaredienstverplichtingen  voor  het  bevorderen  van  de  integratie  van  gedistribueerde  energiebronnen  of  met  energy  services,  vermits  de  distributienetbeheerder hier voor enige synergie kan zorgen.  Er wordt geopperd dat het verkrijgen van een leveringsvergunning een belemmering  kan  zijn.  De  regulator  (VREG)  stelt  echter  dat  het  niet  de  bedoeling  is  om  een  leveringsvergunning aan te vragen voor dit soort projecten en dat het bekomen van  een  dergelijke  vergunning  geen  belemmering  mag  zijn  om  de  markt  te  betreden.  83 

Voor  levering  aan  1  enkele  afnemer  is  het  helemaal  geen  probleem,  dan  dient  er  misschien zelfs geen vergunning te worden toegekend, maar bij meerdere afnemers  is  er  wel  een  probleem,  namelijk  de  vrijheid  van  elke  afnemer  om  vrij  zijn  elektriciteitsleverancier  te  kiezen.  Wat  gebeurt  er  bijvoorbeeld  als  een  van  de  huurders in een appartementsgebouw beslist dat hij geen elektriciteit wil kopen bij  de leverancier die eigenaar is van de WKK, of dat hij na bepaalde tijd het contract wil  opzeggen en een andere leverancier kiezen? 

84 

 

5.2 

Hoofdscenario 2 – Netontwikkeling 

5.2.1  Stap 1 – automatisering van het distributienet  Inleiding  Het goed functioneren van distributienetten is heel belangrijk voor alle betrokkenen  (zoals  netuitbaters,  energieleveranciers  en  verbruikers).  Verstoorde  spanning  en  onderbrekingen  van  de  spanning  kunnen  zware  gevolgen  hebben,  zowel  op  economisch, financieel en technisch vlak als op het gebied van comfort en veiligheid.  Ongeveer 80 % van de onderbrekingen bij de consumenten vindt zijn oorzaak in het  wijdvertakte  distributienet  en  daarom  is  het  belangrijk  een  hoge  betrouwbaarheid  van distributienetten na te streven. Met het groeiende aandeel van gedistribueerde  elektriciteitsopwekking worden distributienetten steeds complexer. Hierdoor wordt  het in stand houden van een hoge betrouwbaarheid nog moeilijker.  Om de betrouwbaarheid van distributienetten te verbeteren, worden verschillende  methodes  toegepast,  zoals  het  beperken  van  de  kabellengte  en  het  gebruik  van  geavanceerd  schakelmateriaal  of  actieve  tapstandschakelaars  op  transformatoren.  Een  actuele,  veelbelovende  ontwikkeling  is  automatisering  van  het  distributienet.  Deze techniek kan een interessante of zelfs noodzakelijke ontwikkeling worden om  de kwaliteit van de uitbating van het distributienet op een hoog niveau te houden.  Automatisering  van  verschillende  functies  in  het  distributienet  kan  de  betrouwbaarheid van het net verhogen maar de kosten die daarmee gepaard gaan,  kunnen  significant  zijn.  Daarom  moet  men  een  planningsmethode,  gebaseerd  op  kosten  en  baten,  toepassen  om  het  optimale  aantal  en  de  plaats  van  de  nieuwe  elementen  in  het  net  te  bepalen.  Deze  methode  brengt  de  kosten  van  de  betrouwbaarheid,  onderhoudskosten  en  investeringskosten  in  rekening  om  een  automatiseringsplan  te  bekomen  dat  de  baten  maximaliseert  en  een  aanvaardbare  betrouwbaarheid van het net garandeert.  De  hoeveelheid  lokale  productie  die  in  een  distributienet  gebruikt  kan  worden,  wordt  beperkt  door  verschillende  factoren.  Drie  belangrijke  factoren  zijn  de  beveiliging  van  het  distributienet,  thermische  limieten  en  spanningslimieten  [Hird].  Door  middel  van  een  zekere  graad  van  automatisering  kan  het  distributiesysteem  flexibel  gebruikt  worden  en  kan  een  groot  gedecentraliseerd  productievermogen  geïnstalleerd worden, zonder de gebruikslimieten te overschrijden.  Beveiliging  Wat beveiliging betreft, moet met twee deelsaspecten rekening gehouden worden:  beveiliging tegen eilandbedrijf en detectie van overstroom en kortsluiting.  Beveiliging  tegen  eilandbedrijf  zorgt  er  voor  dat  lokale  generatoren  automatisch  uitgeschakeld worden wanneer de verbinding tussen het lokale net en het voedende  85 

net verbroken wordt. Op die manier bestaat de kans, weliswaar klein in de praktijk,  dat  het  losgekoppelde  net  ongewild  onder  spanning  blijft  staan,  zodat  technici  gevaar lopen. Deze beveiliging moet in elke generator afzonderlijk voorzien worden.  De  detectie  van  overstroom  en  kortsluiting  wordt  beïnvloed  door  lokale  generatoren.  Bij  overstroom  worden  geleiders  overbelast.  Wanneer  een  overbelasting  door  verschillende  bronnen  gevoed  wordt  (het  hoogspanningsnet  en  lokale generatoren), is het mogelijk dat de eigenlijke overstroom niet gedetecteerd  wordt  en  dat  enkel  de  afzonderlijke  bijdragen  van  de  verschillende  bronnen  gedetecteerd  worden.  Hierdoor  kan  het  gebeuren  dat  de  beveiliging  te  laat  of  helemaal  niet  in  werking  treedt.  Bij  kortsluiting  is  de  stroom  die  door  de  beveiligingselementen  van  het  net  gedetecteerd  wordt  afhankelijk  van  de  lokale  productie.  Hierdoor  kan  de  gedetecteerde  stroom  te  laag  zijn  om  een  snelle  afschakeling te veroorzaken. Een te grote penetratie van lokale bronnen zal dus voor  een verlaging van de betrouwbaardheid van het net zorgen, alhoewel men intuïtief  kan denken dat de kans op overbelasting lokaal afneemt.  Om aan deze problemen het hoofd te bieden, moet adaptieve beveiliging toegepast  worden  vanaf  een  zekere  hoeveelheid  lokale  productie  in  het  distributienet.  Dit  systeem  past  de  eigen  instellingen  en  parameters  automatisch  aan  volgens  de  variabele  lokale  productie.  Op  die  manier  komt  een  optimale,  flexibele  beveiliging  tot  stand  [Baran,  Brahma,  Min].  Bij  het  optreden  van  overbelastingen  of  kortsluitingen  worden  deze  problemen  in  het  net  geïsoleerd,  zodat  de  vermogenlevering  aan  de  gezonde  delen  van  het  net  zo  weinig  mogelijk  gehinderd  wordt.  Een  meer  ontwikkelde  automatisering  van  de  netbeveiliging  maakt  het  mogelijk de selectiviteit van de beveiliging te handhaven in een complexer wordend  net.  Om  voortdurende  automatische  aanpassing  van  de  beveiligingselementen  te  realiseren,  moeten,  verspreid  in  het  net,  intelligente  regeleenheden  geïnstalleerd  worden.  Een  mogelijke  uitvoering  van  zo  een  systeem  bevat  verschillende  soorten  intelligente  eenheden,  die  onderling  communiceren.  Een  mogelijke  uitwerking  van  zo  een  systeem  is  opgebouwd  uit  drie  soorten  eenheden  [Min]:  een  centrale  eenheid,  data‐eenheden  en  eenheden  bij  overstroomrelais.  De  centrale  eenheid  bevindt  zich  op  een  centrale  plaats:  dicht  bij  de  distributietransformator.  Op  basis  van  metingen  wordt  door  deze  eenheid  de  nodige  informatie  naar  de  andere  eenheden  gezonden.  Deze  informatie  betreft  het  vermogen  dat  door  de  transformator  vloeit,  de  bronimpedantie  en  andere  gegevens.  Data‐eenheden  verzamelen  en  verwerken  data  en  geven  deze  numeriek  of  grafisch  weer  zodat  technici  de  toestand  van  het  net  kunnen  aflezen.  De  basiselementen  van  het  beveiligingssysteem, de overstroomrelais, worden ook van een intelligente eenheid  voorzien.  Deze  eenheden  geven  de  toestand  van  hun  relais  door  aan  andere  eenheden  en  passen  op  basis  van  informatie  afkomstig  van  andere  eenheden  de  instelling van hun relais aan.   

86 

Spanningsregeling  De  spanning  op  een  bepaald  punt  in  een  distributienet  hangt  af  van  de  uitgangsspanning  van  de  distributietransformator  en  de  vermogenstromen  binnen  het  distributienet.  In  een  net  zonder  lokale  generatoren  is  de  spanning  het  hoogst  aan de distributietransformator. De spanning neemt af naarmate de afstand tot de  distributietransformator groter wordt. Aan de uiteinden van het net is de spanning  het  laagst.  Als  de  spanning  daar  te  laag  wordt,  wordt  de  tapstand  van  de  transformator  door  een  technicus  aangepast,  zodat  de  spanning  in  het  hele  distributienet groter wordt. Hierbij mag de spanning in het begin van het net niet te  hoog worden.  Wanneer  lokale  generatoren  vermogen  injecteren,  verandert  het  spanningsprofiel  voortdurend.  In  de  buurt  van  de  generator  neemt  de  spanning  toe,  zodat  de  spanning  aan  de  transformator  niet  langer  de  hoogste  is  en  de  spanning  aan  de  uiteinden  van  het  net  niet  langer  de  laagste.  Indien  de  tapinstelling  van  transformatoren een taak voor technici blijft, moet de toegelaten hoeveelheid lokale  productie  sterk  beperkt  worden  om  de  spanning  binnen  de  opgelegde  grenzen  te  houden.  Automatische  tapverandering  van  de  distributietransformator  kan  deze  beperking  versoepelen.  De  regeling  van  de  tapstand  kan  gebeuren  met  een  veranderlijke  spanningsreferentie  op  basis  van  gemeten  spanningen  [Leite]  of  op  basis  van  geschatte  spanningen  voor  alle  knopen  van  het  net  [Hird].  Met  automatische  spanningsregeling  kunnen  meer  lokale  productie‐eenheden  geïnstalleerd worden.  Andere functies  Naast  beveiliging  en  spanningsregeling  kunnen  nog  meer  functies  geautomatiseerd  worden.  Zo  kan  het  neutraliseren  van  slechte  spanningskwaliteit  (power  quality)  automatisch  uitgevoerd  worden.  Wanneer  snelle  spanningsfluctuaties  (flicker)  of  harmonische verstoringen optreden, kunnen passieve of actieve filters automatisch  ingeschakeld en bijgestuurd worden.  Een  andere  functie  is  het  gecoördineerd  aansturen  van  lokale  generatoren.  Het  geproduceerde  vermogen  van  deze  generatoren  zou  op  elk  ogenblik  herverdeeld  kunnen worden, op basis van verschillende uitgangspunten, zoals spanningsregeling,  overbelasting  van  het  net  vermijden,  productiecontracten  en  vermindering  van  globale productiekosten.  Structuur van het regelsysteem  Voor  het  automatiseren  van  bepaalde  functies  van  het  distributienet  is  communicatie  nodig.  Hiervoor  kan  internettechnologie  toegepast  worden,  met  decentrale  opslag  van  informatie  [Samitier].  De  manier  van  werken  wordt  onafhankelijk  van  de  structuur  en  de  topologie  van  het  net.  Dit  systeem  leent  zich  goed  tot  het  uitvoeren  van  metingen  verspreid  over  het  systeem.  Hierbij  kan  gekozen  worden  tussen  regeling  door  een  centrale  eenheid  of  decentrale  regeling.  87 

Wanneer  een  centrale  regeleenheid  uitvalt,  is  dit  een  probleem  voor  het  hele  distributienet. Bij decentrale regeling zou uitval van een of enkele regeleenheden de  goede werking van het distributienet slechts in beperkte mate mogen verstoren.  5.2.2  Stap 2 ­ van passieve naar actieve netten  Een nieuwe netwerkfilosofie  Traditioneel  werden  distributienetwerken  uitgebaat  als  passieve  netwerken  met  unidirectionele  vermogenstromen.  Met  de  connectie  van  een  stijgend  aantal  decentrale energiebronnen worden deze netwerken actief met vermogenstromen in  beide  richtingen  wat  een  intelligentere  controle  vereist.  De  verhouding  tussen  productie en vraag is altijd dominante factor geweest in het ontwerp en de uitbating  van  elektriciteitsnetwerken.  Innovaties  in  technologie  creëren  opportuniteiten  om  tot een verhoogde efficiëntie in uitbating and investering te komen van transmissie‐  en  distributienetwerken.  Vijf  factoren  worden  algemeen  erkend  als  drijfveren  voor  een verandering van de conventionele netwerkfilosofie116.  1. Elektriciteitsnetwerken in Europa zijn sterk uitgebreid in de jaren 1950‐1970.  Deze  zijn  in  de  komende  10  à  20  jaar  aan  vervanging  toe.  Een  ‘business‐as‐ usual’  filosofie  zal  minder  efficiënt  zijn  met  betrekking  tot  vooropgestelde  doelstellingen  inzake  netwerkperformantie,  leefmilieu  en  vrijmaking  van  de  energiemarkt.  2. Er  bestaat  in  de  gehele  Europese  Unie  en  daarbuiten  een  draagvlak  om  de  klimaatsverandering aan te pakken, ook in de elektriciteitssector. Decentrale  energiebronnen,  voornamelijk  hernieuwbare  energie  en  WKK,  worden  gepromoot om CO2‐uitstoot te verminderen en de efficiëntie van het gehele  systeem te verbeteren.  3. De  vrijmaking  van  de  energiemarkt  impliceert  een  “eerlijke”  concurrentie  voor  zowel  grote  als  kleine  energieproducenten.  Dit  leidt  tot  belangrijke  uitdagingen  op  gebied  van  planning  en  uitbating  van  transmissie‐  en  distributienetwerken  om  een  beleid  van  vrije  toegang  tot  het  netwerk  mogelijk te maken.  4. Er  is  recent  sterke  vooruitgang  geboekt  in  informatie‐  en  communicatietechnologieën  (ICT)    wat  het  mogelijk  moet  maken  om  tot  meer  geavanceerde  controle  en  uitbating  van  het  netwerk  te  komen  en  zodoende een grotere efficiëntie.  5. Doorgedreven  onderzoek  heeft  de  opkomst  van  verscheidene  controlesystemen  en  dergelijke  mogelijk  gemaakt  zoals  FACTS  (flexible  AC  transmission  systems),  energieopslag  en  demand‐side  management  (DSM)  voor real‐time controle in een meer intensief gebruikt netwerk.   Al  deze  aspecten  komen  ook  uitgebreid  aan  bod  in  het  Europese  Technologieplatform  ‘SmartGrids’,  dat  een  visie  van  de  toekomst  van  het                                                          116

 DG‐GRID, “Review of Innovative Network Concepts”, December 2006.

88 

energienetwerk  voorstelt117.  Het  moet  beklemtoond  worden  dat  aangezien  een  nieuwe visie van het systeem zowel transmissie als distributie omvat, veranderingen  in een niveau een impact hebben op het andere. Zo kan decentrale energieproductie  netwerkondersteuning  (‘ancillary  services’)  leveren  voor  minder  congestie  in  het  transmissienet en uiteindelijk tot een uitstel van netwerkinvesteringen. In de hierna  volgende tekst wordt gefocust op veranderingen in het distributienet.   Verschillende fases kunnen onderscheiden worden bij de overgang van passieve naar  actieve distributienetwerken:  Passieve netwerken: Fit & Forget  Distributienetten  zijn  ontworpen  om  vermogenstromen  komende  van  het  transmissienet  te  verspreiden  naar  eindgebruikers.  Alle  elementen  in  dit  net  zijn  gepland  voor  piekvermogen.  Zodoende  zijn  real‐time  controle  problemen  reeds  verholpen  in  de  planningsfase.  De  standaard  die  historisch  gebruikt  werd  in  Vlaanderen  is  niet  openbaar.  In  de  UK  is  deze  publiek  te  raadplegen.  De  vraaggeoriënteerde  veiligheidsstandaard  Engineering  Recommendation  (ER)  P2/5  was  een  verplichting  voor  netbeheerders  bij  planning  van  het  netwerk. Deze regel,  opgesteld in de jaren 1970, definieerde de netwerkcapaciteit die vereist was om aan  de  vraag  te  voldoen  in  welbepaalde  uitvalscenarios.  De  potentiële  bijdrage  van  nieuwe decentrale productie komt hierin uiteraard nog niet aan bod, maar intussen  is deze standaard aangepast naar ER P2/6118. Ondanks het feit dat welbepaalde types  van generatoren voor decentrale energieproductie hierin opgenomen zijn, geeft het  nog  steeds  geen  inschatting  van  de  bijdrage  voor  netwerkveiligheid  (Harisson,  Piccolo,  Siano,  Wallace,  2007).  Kleine  hernieuwbare  bronnen  zoals  PV  en  biomassa  worden zelfs niet ingeschat. De enige informatie die publiek is over de uitbating van  distributienetten  in  Vlaanderen  is  omvat  in  de  technische  voorschriften  die  Synergrid,  de  federatie  van  de  netbeheerders  elektriciteit  en  aardgas  in  België,  beschikbaar  stelt  en  de  wettelijke  verplichtingen  waaraan  netbeheerders  onderworpen zijn119.   De opkomst van decentrale energiebronnen is stilaan een realiteit (Fig. 13). Wat in  veel EU landen werd waargenomen, waren verscheidene barrières die deze opkomst  vertragen  en/of  lieten  gebeuren  in  niet  optimale  omstandigheden.  Veel  geciteerde  conflicten  zijn  die  van  tegengestelde  belangen  tussen  DNO’s  en  uitbaters  van  decentrale  energieopwekking.  Bij  passieve  netoperatie,  i.e.  zonder  voordelen  van  decentrale  producenten  in  te  schatten,  ziet  een  DNO  deze  liever  op  een  zo  hoog  mogelijke spanning, waar het net sterker is, aangesloten worden. De uitbater van de  productie‐eenheid  echter  verkiest,  omwille  van  de  materiaalprijs,  meestal  een  zo  laag mogelijke spanning. Ook plant een DNO in passieve netoperatie de uitbreiding  van  het  net  voor  piekvermogens  daar  waar  decentrale  energieopwekking  zijn                                                          117

 EU Smart Grids platform “Vision and Strategy for European Electricity Networks of the Future”.   Power Planning Associates Ltd., P2/6 Data Collection, februari 2004.  119   Synergid,  C10/11  Specifieke  technische  aansluitingsvoorschriften  voor  gedecentraliseerde  productie‐installaties die in parallel werken met het distributienet, juni 2006.   118

89 

inkomsten  haalt  uit  het  verhandelen  van  energie  en  eventueel  groenestroomcertificaten, WKK certificaten, netondersteunende diensten, enz… wat  telkens  geaggregeerde  grootheden  zijn.  Deze  tegenstelling  tussen  vermogen‐  en  energieoriëntatie  komt  vooral  tot  uiting  bij  het  analyseren  van  de  impact  van  hernieuwbare  energiebronnen  zoals  PV  panelen  en  windgeneratoren  die  gekenmerkt  worden  door  een  lage  capaciteitsfactor,  respectievelijk  +/‐  10%  en  +/‐  30 percent (on‐shore) tot 50% (off‐shore).  

    Fig.  13  Smartgrids  visie  op  actieve  netwerken  als  hulpmiddel  voor  een  efficiënter  gebruik van       resources(EU Smart Grid Platform) 

Verschillende  studies120  hebben  getracht  specifieke  barrières  per  land  in  kaart  te  brengen. De belangrijkste voor België zijn:  ƒ ƒ ƒ

ƒ

de  onzekerheid  welke  voordelen  voor  de  DNO  worden  doorgerekend  naar  de  decentrale energieproducent;  de dominante rol van bepaalde spelers in de Belgische energiemarkt;  de onzekerheid over voordelen voor hernieuwbare energie die door het gewest  gegeven worden, bv. de situatie van gratis distributie van hernieuwbare energie  dat evenwel teruggeschroefd diende te worden omwille van bezwaren vanuit de  EU  aangezien  enkel  hernieuwbare  energie  van  Belgische  oorsprong  hiervoor  in  aanmerking kwam;  de  splitsing  tussen  federaal  en  regionaal  niveau  aangezien  voor‐  en  nadelen  in  beide bevoegdheidsdomeinen een impact hebben. 

Connectiekosten voor DG  Een eerste stap in het opzetten van transparante en niet‐discriminerende regels voor  decentrale energieproductie zit in een juiste verrekening van connectiekosten. In de                                                          120

  DG‐Grid,  “Regulatory  Review  and  International  Comparison  of  EU‐15  Member  States”,  januari  2007.  

90 

EU  zijn  twee  varianten  te  vinden.  Enerzijds  zijn  er  een  de  zogeheten  ‘deep  connection costs’ waarin een decentrale energieproducent verantwoordelijk is voor  alle kosten voor connectie en de nodige verstevigingen van het netwerk. Dit wordt  toegepast in het merendeel van de lidstaten. Nadelen van dit systeem zijn de grote  onzekerheden  die  ermee  verbonden  zijn  voor  de  producent.  Ook  kunnen  nieuwkomers  ‘free‐riden’  na  de  betaalde  netwerkuitbreiding  ten  gevolge  van  eerdere connecties.  Een  tweede  systeem  is dat  van  ‘shallow  connection  costs’  waarbij  enkel  de  directe  connectiekosten op rekening van de energieproducent zijn. Hierbij kan ook een tarief  verrekend worden dat het effectieve gebruik van het netwerk door de producent in  rekening  neemt,  zogeheten  DUoS  tarieven  (Distribution  Use  of  System).  Dit  geeft  directe  incentieven  aan  de  producent  met  betrekking  tot  locatie  en  uitbating.  Dit  systeem wordt alom erkend als zijnde transparanter en minder discriminerend. Tot  op heden wordt dit systeem in de EU toegepast in België, Nederland, Duitsland en  Denemarken.  In  België  worden  deze  connectietarieven  voor  alle  DNOs  verplicht  kenbaar  gemaakt  op  de  website  van  de  CREG.  Voor  eenheden  kleiner  dan  25 MVA  betekent dit dat de connectiekost equivalent is met de kost voor connectie met het  meest  nabijgelegen  punt  van  het  net.  De  eerste  400  meter  van  de  verbinding  met  het  elektriciteitsnet  zijn  gratis.  Voor  kwalitatieve  WKKs  zijn  de  eerste  1000  meter  gratis. Ook voor het aardgasnet zijn de eerste 1000 meter, beperkt tot 2500 Nm3/h  gratis.   Incentivering voor vernieuwing  Een cruciaal punt is hoe een regulator kan incentiveren voor vernieuwing121 (Jamasb, Neuhoff, Newbery, Pollitt (2005). De lange‐termijndoelstelling van een regulator is om  welvaart te maximaliseren aan een de beperkte hoeveelheid winst voor een DNO die  volstaat  om  efficiënte  uitbating  en  investeringen  te  garanderen.  Deze  situatie  van  DNOs  die  naar  een  economisch  optimum  streven  maar  gebonden  zijn  aan  een  gereguleerde  winstbeperking,  verdient  extra  aandacht.  De  winstmarge  voor  DNOs  wordt in België bepaald door de federale regulator en is omschreven in “Richtlijnen  met  betrekking  tot  de  billijke  winstmarge  toepasselijk  op  de  transmissie‐  en  distributienetbeheerders  van  elektriciteit  actief  op  het  Belgische  grondgebied”,  daterend  van  18  juni  2003.  De  monopoliepositie  van  DNOs  en  de  jaarlijkse  verantwoording van investeringen en opbrengsten waarop na goedkeuring door de  CREG  de  distributienettarieven  gebaseerd  zijn,  heeft  tot  gevolg  dat  een  DNO  niet  geneigd  is  risico’s  te  nemen  met  nieuwe  technologieën  in  het  netwerk.  Indirecte  incentivering bleek in vele EU‐landen te falen. Een treffend voorbeeld hiervan zijn de  cijfers  beschikbaar  in  de  UK  waaruit  blijkt  dat  de  gemiddelde  R&D  inspanning  van  DNOs  in  de  periode  2001‐2002  en  2002‐2003  beperkt  bleef  tot  0.1%  waar  het  gemiddelde over alle sectoren 2.5% bedroeg122.                                                          121

 DG‐Grid, “Regulating Innovation & Innovating Regulation”, januari 2007.    Ofgem,  Regulatory  Impact  Assessment  for  Registered  Power  Zones  and  the  Innovation  Funding  Incentive, maart 2004. 

122

91 

Enkele  voorstellen  voor  mechanismen  om  decentrale  energieopwekking  te  vergemakkelijken zijn:  ƒ

ƒ ƒ

directe  incentieven  voor  projecten  m.b.t.  actieve  management  van  het  net.  De  kosten  voor  implementatie  van  actieve  netwerkuitbating  kunnen  teruggewonnen  worden  door  de  hiermee  verbonden  investerings‐  en  uitbatingskosten  op  te  nemen  in  de  berekening  van  de  billijke  winstmarge  door  de  federale  regulator.  De  inkomsten  zijn  afkomstig  van  de  systeemgebruikskost die wordt doorgerekend aan decentrale generatoren en  lasten die baat hebben bij deze actieve uitbating;  het  opzetten  van  Registered  Power  Zones  (RPZ)  zoals  door  Ofgem  in  de  UK  waar risicovolle investeringen een grotere return opleveren en  het opnemen van R&D kosten in de Regulatory Asset Base (RAB) met grotere  winstmarges. 

Een markt voor actieve netwerken  Van belang in actieve netwerken is dat het beter gebruiken van lokale voorzieningen  de  voorkeur  krijgt  op  het  uitbreiden  van  het  netwerk.  Hierbij  komt  vooral  de  mogelijkheid  voor  eindgebruikers  om  te  participeren  in  markten  voor  netondersteunende  diensten  aan  bod.  Deze  markten  zijn  op  dit  moment  bijna  uitsluitend  toegankelijk  voor  grote  producenten  en  gebruikers  met  een  grote  vermogenafname. Het spreekt voor zich dat diensten zoals spanningsondersteuning  en noodvoorziening efficiënter uitgebaat kunnen worden op decentrale wijze, dicht  bij de belasting. Hierbij komt dat deelname van afnameklanten in energiemarkten, al  dan niet lokaal, kunnen bijdragen tot een grotere elasticiteit van de vraag.  Welke  netwerkondersteunende  diensten  kunnen  reeds  door  decentrale  productie‐ eenheden worden aangeboden en wat zijn de mogelijkheden voor de toekomst123?  1. TSO  Frequentierespons:  grotere  installaties  zijn  geschikt  om  aan  de  frequentieregeling  voor  transmissieniveau  deel  te  nemen.  Deze  regeling  garandeert  een  real‐time  match  tussen  vraag  en  aanbod.  Een  vereiste  hiervoor  is  dat  deze  eenheden  niet  op  vol  vermogen  uitgebaat  worden.  Eenheden op basis van hernieuwbare energie zullen niet geneigd zijn om niet  op vol vermogen te werken aangezien de hierdoor ontlopen opbrengsten van  energieverhandeling  en  GSC  overheersen.  Grote  windparken  op  hoog‐  of  middenspanning kunnen mogelijk in de toekomst de verplichting krijgen hier  net als grote generatoren op transmissieniveau toe bij te dragen.   2.  TSO onevenwichtsregeling: onevenwichtsregeling is vereist om afwijkingen in  lastschatting en het uitvallen van generatoren op te vangen. Het verschil met  frequentieregeling  zit  in  de  grotere  tijdsschaal  waarmee  gewerkt  wordt.  Er  geldt  evenzeer  dat  hernieuwbare  bronnen  hier  geen  voordeel  uit  zullen  halen. De TSO aanvaardt ook enkel biedingen in blocks van 5 MW wat tevens                                                          123

 DTI, Ancillary Service Provision from Distributed Generation, 2004. 

92 

een  instapdrempel  is  voor  decentrale  energieproducenten.  Een  aggregatie  van kleine eenheden kan hier mits de nodige communicatie en controle in de  toekomst toe bijdragen.    3. TSO  reactief  vermogen  compensatie:  reactieve  vermogencompensatie  gebeurt  vanzelfsprekend  dicht  bij  de  belasting.  Decentrale  energieproductie  heeft zodoende een impact op de uitwisseling van reactief vermogen tussen  TSO  en  DNO.  In  welke  mate  dit  de  markt  voor  reactief  vermogen  op  transmissieniveau  kan  beïnvloeden  is  afhankelijk  van  vele  variabelen.  Of  reactief  vermogen  compensatie  van  decentrale  generatoren  op  distributieniveau  een  rol  van  betekenis  kan  spelen  hangt  af  van  de  alternatieven  voor  power  factor  correctie  in  vermogenelektronische  interfaces  of  condensatorbanken  en  de  beschikbaarheid  van  deze  compensatie  door  decentrale  productie.  Op  korte  termijn  met  een  klein  percentage  decentrale  productie  in  het  net  is  het  onwaarschijnlijk  dat  dit  voor  DNOs  een  relevant  alternatief  vormt.  Op  middellange  of  lange  termijn  kan deze situatie omkeren.    4. DNO  reservecapaciteit  en  noodstroomvoorziening:  het  potentieel  voor  decentrale energieproductie om als reservecapaciteit ingeschakeld te worden  bij uitval van netwerkelementen veronderstelt connectie op lage spanning en  dus  van  kleine  eenheden  die  daarenboven  regelbaar  zijn.  De  toekomstige  integratie van een groot aantal micro‐WKKs op residentieel niveau biedt hier  bijvoorbeeld  perspectieven.  Aangezien  het  huidige  distributienet  overgedimensioneerd  is  om  het  aantal  klantonderbrekingen  tot  een  minimum  te  beperken  moet  het  potentieel  van  decentrale  productie  voor  deze  taken  ook  gezien  worden  in  het  licht  van  lastgroei  en  vervanging  van  netwerkelementen. Decentrale energieproductie heeft ook het potentieel om  in  eilandwerking  de  last  geheel  of  gedeeltelijk  van  vermogen  te  voorzien,  alhoewel dit op dit moment niet mag en er zelfs speciale beveiligingen voor  geplaatst  worden.  De  technische  voorschriften  van  Synergrid  (C10/11  van  juni  2006)  eisen  dat  indien  het  gedeelte  van  het  net  waarop  de  gedecentraliseerde  producent  is  aangesloten,  niet  langer  onder  spanning  staat of abnormale spanningswaarden vertoont, de autonome productiebron  automatisch  en  binnen  de  kortst  mogelijke  tijd  van  het  net  moet  losgekoppeld  kunnen  worden.  Daartoe  moet  een  ontkoppelingsbeveiliging  worden  geïnstalleerd.  Deze  kan  vóór  of  na  de  transformator  van  de  gedecentraliseerde  productie  worden  geplaatst.  Ondanks  de  geïnstalleerde  relais,  blijft  de  mogelijkheid  bestaan  dat  bepaalde  ontkoppelingen  niet  worden opgespoord. Om niet‐synchrone herinschakelingen te vermijden, kan  het noodzakelijk zijn om in de HS/MS‐voedingspost een spanningsdetector op  het  MS‐vertrek  te  voorzien  die  elke  inschakeling  vanaf  dit  punt  vermijdt  indien het onder spanning staat. Dit mechanisme is enkel verplicht vanaf een  bepaald  vermogensniveau,  dat  door  de  netbeheerder  in  functie  van  de  plaatselijke  omstandigheden  wordt  vastgelegd.  De  installatie  van  dit  mechanisme is voor rekening van de gedecentraliseerde producent.    5. DNO  spanning‐  en  vermogenstroomregeling:  het  nut  van  decentrale  energieproductie  voor  spanning‐  en  vermogenstroomregeling  ontbreekt  wanneer  de  versterking  van  het  distributienetwerk  gepland  wordt  voor  93 

piekvermogen (worst case scenario). De netbeheerder dient een kwaliteit van  levering  conform  de  EN50160  norm  te  garanderen.  Deze  norm  heeft  geen  deterministische  spanningsbeperkingen,  maar  vereist  verschillende  spanningsniveaus  voor  een  bepaald  percentage  van  de  tijd.  Dit  maakt  het  mogelijk  decentrale  (hernieuwbare)  energiebronnen  in  rekening  te  nemen  indien de beschikbaarheid voor netondersteunende diensten groot genoeg is.  Het  valt  te  betwijfelen  dat  deze  diensten  bij  een  klein  aandeel  decentrale  productie in het net voldoende in overweging genomen kunnen worden door  netbeheerders  om  een  significante  rol  te  spelen  in  de  kosten/baten  studie  voor  investering  in  decentrale  productie.  In  geval  van  een  groot  aandeel  decentrale energieproductie wordt het onvermijdelijk om lokaal productie en  eventueel  lasten  en  opslag  te  regelen.  Fig.  14  geeft  een  schets  van  dit  regelsysteem voor actieve netwerken.   

 

Fig. 14 Schets van regeling en terugkoppeling in een actief netwerk (DG‐GRID) 

 

Fig. 15 Schets van de controller (DG‐GRID) 

Voorbeelden uit andere EU‐landen: Aggregatie van decentrale productie 

94 

6. Power  Quality  verbetering:  decentrale  energiebronnen  hebben  vaak  een  vermogenelektronische  netkoppeling  waarmee  het  technisch  mogelijk  is  harmonischen  in  het  net  te  onderdrukken.  Op  laboschaal  is  dit  reeds  aangetoond.  In  grote  netten  bestaan  nog  geen  uitwerkingen.  Het  is  te  verwachten dat andere netdiensten eerder ingebruik genomen zullen word   • Virtual power plants   TSOs  en  DSOs  rekenen  momenteel  niet  op  decentrale  productie‐eenheden  bij  de  uitbating  van  hun  netten.  Decentrale  productie‐eenheden  bieden  geen  flexibele  regeling aan omdat ze daartoe niet vereist zijn en er geen markt voor bestaat. Een  eerste  stap  in  het  doorbreken  van  deze  cyclus  kan  het  opzetten  van  Virtual  Power  Plants  (VPP)  zijn  waarin  vele  kleine  eenheden  geaggregeerd  worden  (Fig.  16).  De  naam VPP is reeds bekend in België in de vorm van 1200 MW die Electrabel veilt uit  haar  productiepark  sinds  2003  op  kwartjaarbasis  om  een  opening  te  creëren  in  de  Belgische energiemarkt voor mededinging, maar in dit verband wordt er een andere  implementatie mee bedoeld.  Het principe van VPPs komt in meerdere EU landen voor. In Duitsland bijvoorbeeld  aggregeert STEAG 400 MW uit 22 productie‐eenheden voor handel op de balancing  markt in de 4 regelzones. Een VPP dient zich echter niet enkel toe te spitsen op echte  productie.  Door  het  aggregeren  van  kleine  productie‐eenheden,  controleerbare  lasten en opslag kan een VPP zich gedragen als één controleerbare eenheid naar de  TSO of DNO toe, die transparante real‐time informatie geeft over zijn werking en een  betrouwbaardere  output  geeft  en  daardoor  dichter  kan  aanleunen  bij  die  werking  van een conventionele productie‐eenheid.  Een commerciële (niet locatiegebonden) VPP kan netondersteuning bieden onder de  vorm  van  frequentieregeling.  Een  fysische  (locatiegebonden)  VPP  kan  bijdragen  tot  de regeling van spanning, vermogenstromen, stabiliteit en reservecapaciteit. Al deze  diensten  kunnen  zowel  op  transmissie‐  als  op  distributieniveau  een  rol  spelen.  Hierbij moet dus opgemerkt worden dat decentrale eenheden niet alleen op lokale  schaal  netdiensten  kunnen  leveren,  maar  eventueel  ook  op  power  exchanges  (Belpex) actief kunnen worden bij aggregatie.  Momenteel  loopt  een  EU‐demonstratieproject  FENIX  met  testsites  in  Spanje  (168MVA – middenspanning – commerciële VPP) en de UK (4MW – laagspanning –  fysische VPP). 

95 

 

Fig. 16 Commerciële en fysische VPPs 

Cell‐concept  Een andere visie om tot actieve netwerken te komen, gebaseerd op het aggregeren  van  decentrale  productie‐eenheden  en  lasten,  is  het  ‘cell’‐concept  uit  Denemarken  (Fig.  17).  Op  dit  moment  kent  Denemarken  reeds  meer  dan  50%  decentrale  energieproductie, voornamelijk omwille van WKK‐eenheden en windenergie. Tot op  heden  leverde  dit  groot  aandeel  oncontroleerbare  productie  geen  problemen  door  de  sterke  interconnectie  met  andere  netten  en  markten.  Het  vooruitzicht  van  een  doorgezette  groei  van  decentrale  energie  in  eigen  land  en  daarbuiten  vereist  een  nieuwe aanpak. Energinet stelt daarom als TSO een nieuwe visie van het net in West‐ Denemarken (het vasteland) voor gebaseerd op een actief netwerk van “cellen”. Het  elektriciteitsnetwerk  wordt  opgesplitst  in  cellen  die  lokaal  geregeld  worden  en  in  eilandwerking kunnen en mogen gaan. Spanning, reactief vermogen en foutsituaties  worden  binnen  een  cel  geregeld.  Tussen  verschillende  cellen  vindt  ‘onderhandeld’  actief  vermogentransport  plaats.  Uitbreiding  van  het  hoogspanningsnet  en  het  versterken van transformatoren wordt tot een minimum beperkt. Ook zijn de vaste  tarieven  voor  WKKs  vervangen  door  een  marktsysteem,  kunnen  decentrale  productie‐eenheden  meer  netondersteunende  diensten  bieden  en  worden  micro‐ WKKs geaggregeerd in VPPs.  

96 

Fig. 17  Cell‐concept in Denemarken (Risoe)  Registered Power Zones (RPZ)  RPZ is een mechanisme in de UK dat DNOs aanspoort te investeren in het uitwerken  en testen van nieuwe meer kosteffectieve methoden om productie aan te sluiten en  uit  te  baten  die  specifiek  voordelen  bieden  aan  decentrale  energieproductie  en  globale  voordelen  aan  alle  eindgebruikers.  Waar  de  aansluiting  van  decentrale  productie‐eenheden  normalerwijze  een  opbrengst  van  1.5€/kW  voor  een  periode  van  20  jaren  levert,  wordt  deze  opbrengst  bij  connectie  in  een  RPZ  en  met  gebruikmaking  van  nieuwe  technieken  verhoogd  tot  4.5€/kW  in  de  eerste  5  jaren  met  een  maximum  van  €500.000  per  jaar.  Momenteel  hebben  drie  DNOs  een  RPZ  opgezet.  Incentieven voor DNOs inzake investeren in onderzoek  In een competitieve markt is er een natuurlijk incentief voor bedrijven om in R&D te  investeren. Dit ontbreekt in het gereguleerde monopolie van DNOs. Het is mogelijk  om  R&D  kosten  door  te  rekenen  als  publieke  dienstverlening.  Frankrijk,  Italië  en  Denemarken  verplichten  DNOs  te  investeren  in  R&D.  De  kosten  hiervan  worden  verrekend  in  de  nettarieven.  De  meeste  recente  Europese  richtlijn  voorziet  de  mogelijkheid om dit overal toe te kunnen laten.  Een alternatief is Innovation Funding Incentive (IFI). IFI is een mechanisme in de UK  dat DNOs aanspoort te investeren in R&D activiteiten die focussen op de technische  aspecten van planning, uitbating en onderhoud van het netwerk. Hoofddoel is om de  eindgebruikers meer voordeel te laten ondervinden door de efficiëntie van uitbating  en  investering  te  vergroten.  Veel  investeringen  in  R&D  zijn  op  dit  moment  niet  aantrekkelijk  voor  DNOs  aangezien,  door  de  gereguleerde  winstmarge,  slechts  toegelaten is de opbrengsten van de eerste vijf jaren van een investering in rekening  te brengen waardoor de netto actuele waarde snel negatief wordt. Het IFI systeem  97 

laat DNOs toe om 0.5% van hun winstmarge te investeren in R&D op basis van het  use‐it‐or‐lose‐it  principe.  Binnen  deze  limiet  wordt  op  een  termijn  van  vijf  jaar  gemiddeld 80% van de kosten doorgelaten. Het vereiste om een project deels zelf te  financieren  en  de  mogelijke  opbrengst  maken  dat  de  DNO  nog  steeds  een  zeker  risico en motivatie heeft wat het risico voor de eindgebruiker beperkt.    5.2.3 Stap 3 ­ Microgrids en autonome elektriciteitsnetten  Concept “microgrid”: Stap naar autonome(re) netwerken  Vanaf  eind  jaren  ’90  is  er  een  trend  die  poogt  af  te  stappen  van  het  traditionele  netmodel  waarbij  de  generatie  gekoppeld  is  met  het  transmissienet,  dat  op  zijn  beurt  via  (passieve)  distributienetten  de  elektrische  energie  tot  bij  de  verbruikers  voert.  Microgrids  of  autonome  elektriciteitsnetten  bestaan  uit  een  beperkt  aantal  verbruikers  (bijvoorbeeld  een  stads‐  of  dorpswijk)  op  laagspanningsniveau,  waarbij  lokaal  gedistribueerde  energiebronnen  samen  met  het  distributienet  de  elektriciteitsvoorziening verzorgen.   Fig.  18  illustreert  dit  concept.  Verscheidene  gedistribueerde  energiebronnen,  zoals  fotovoltaïsche  installaties,  WKK  eenheden  en  energie‐opslageenheden,  zijn  op  laagspanningsniveau  aangesloten  op  het  microgrid.  Via  de  static  switch  is  het  microgrid  gekoppeld  met  het  distributienet,  waarmee  een  bilaterale  energie‐ uitwisseling mogelijk is. Normalerwijze wordt het vermogen (en de energie) van de  gedistribueerde energiebronnen zodanig gedimensioneerd dat deze op zijn minst het  kritische deel van de lokale verbruikers autonoom kunnen voeden (dit wil zeggen dat  de energiebronnen geen steun van het distributienet nodig hebben om dat deel van  de  verbruikers  te  voeden).  Op  momenten  van  lokale  piekbelasting  wordt  er  elektrische energie vanuit het net opgenomen in de mate dat de lokale vraag naar  energie de door de gedistribueerde energiebronnen leverbare energie overschrijdt.  Indien de lokale gedistribueerde energiebronnen meer energie produceren dan door  de  lokale  verbruikers  wordt  opgenomen,  kan  elektrische  energie  aan  het  net  geleverd  worden  en  wordt  eventueel  het  energieniveau  van  de  opslageenheden  aangevuld. 

98 

  Fig. 18 Concept van een microgrid  Indien  de  energie‐opslageenheden  hun  maximale  energiepeil  hebben  bereikt  en/of  het  uitvoeren  van  elektrische  energie  niet  gewenst  of  toegelaten  is,  dient  de  vermogenlevering  van  een  of  meerdere  lokale  generatoren  verlaagd  te  worden.  Hierbij  kan  bijvoorbeeld  voorrang  gegeven  worden  aan  de  hernieuwbare  energiebronnen  en  wordt  de  energieproductie  van  generatoren  die  gebruik  maken  van fossiele brandstoffen het eerst teruggeschroefd.  In  het  geval  dat  de  kwaliteit  van  de  netspanning  niet  langer  voldoet  aan  de  eisen  gesteld door de normen (bijvoorbeeld EN50160) wordt de static switch geopend en  werkt het microgrid als een autonoom eiland, geïsoleerd van het distributienet. Dit  verhoogt de betrouwbaarheid van de elektrische energievoorziening naar de lokale  verbruikers toe, in de mate dat de lokale bronnen de lokale lasten autonoom kunnen  voeden.  Alternatieve  microgridtopologiëen  verdelen  de  lasten  in  kritische  en  niet‐ kritische lasten, waarbij de kritische verbruikers voorrang krijgen op de niet‐kritische  in geval de lokaal beschikbare energie niet toereikend is om aan de volledige lokale  elektriciteitsvraag te voldoen.  Een belangrijk punt betreft niet‐lineaire belastingen. Het is mogelijk dat de belasting  van  een  lokaal  net  voor  het  grootste  deel  bestaat  uit  niet‐lineaire  verbruikers.  De  meeste  netgekoppelde  vermogenelektronische  omvormers  gedragen  zich  op  dit  moment als spanningsgestuurde stroombronnen, met controle van de arbeidsfactor  (die bij voorkeur zo dicht mogelijk naar 1 geregeld wordt). Een dergelijk gedrag kan  conflicteren  met  de  niet‐lineaire  lasten.  Voor  dergelijke  situaties  (lokaal  net  met  hoog  percentage  niet‐lineaire  lasten)  zou  de  regeling  van  de  omvormers  moeten  worden  aangepast,  zodat  minstens  een  deel  van  de  omvormers  instaat  voor  het  leveren  van  de  niet‐lineaire  laststroom.  Tegelijk  dient  erop  te  worden  gelet  dat  de  spanningsvervorming binnen de grenzen van de geldende normen blijft. 

99 

De belangrijkste drijfveren voor het invoeren van een dergelijke netconfiguratie zijn  de volgende:  •

•

•

de  microgridstructuur  lijkt  zeer  geschikte  nettopologie  om  de  grootschalige  introductie  van  gedistribueerde  energiebronnen  (waaronder  ook  enkele  hernieuwbare  bronnen  en  WKK)  door  te  voeren,  eventueel  als  alternatief  voor  het uitbreiden van de capaciteit van het elektriciteitsnet;  het  verhogen  van  de  betrouwbaarheid  van  de  elektrische  energievoorziening  voor  klanten.  Niet  enkel  power  quality  problemen  kunnen  (al  dan  niet  deels)  geremedieerd  worden  met  het  microgridconcept,  ook  de  tijd  dat  aan  een  bepaalde klant geen elektrische energie geleverd wordt kan met deze topologie  gereduceerd worden en  Daar  de  microgridtopologie  toelaat  om  een  belangrijke  hoeveelheid  gedistribueerde  energiebronnen,  met  een  relatief  klein  vermogen  en  lage  constructiekosten,  te  introduceren  in  het  elektriciteitsnet,  is  het  eveneens  interessant voor investeerders.  

  Werkingsmodes  Een  belangrijke  eigenschap  van  de  microgridtopologie  is  dat  de  gedistribueerde  energiebronnen,  of  tenminste  een  deel  ervan,  in  eilandwerking  de  spanning  en  frequentie  van  het  microgrid  dienen  te  regelen.  Daar  waar  de  netkoppeling  van  gedistribueerde opwekkingseenheden tijdens storingen op het net nu in de meeste  landen van het net wordt verbroken, teneinde eilandvorming tegen te gaan, moeten  deze bronnen in het microgridconcept operationeel blijven en actief ondersteuning  bieden aan de  regeling van  spanning  en  frequentie,  zodat de  verbruikers  (en  zeker  het kritische deel van de lasten) zo weinig mogelijk merken van de storingen op het  distributienet en de omschakeling van een netgekoppeld bedrijf naar eilandwerking.  Op dit moment is het geïnstalleerde vermogen aan gedistribueerde opwekking zeer  klein in vergelijking met het vermogen van de grote elektriciteitscentrales, waardoor  de regeling van spanning en frequentie enkel door deze laatste groep wordt gedaan.  Naarmate de hoeveelheid gedistribueerde energiebronnen toeneemt (in absolute zin  en ook relatief ten opzichte van de centrale productie‐eenheden), wordt het ook hoe  langer hoe moeilijker om deze eenheden uit te sluiten van deelname in de regeling  van  spanning  en  frequentie  van  het  grote  net.  Volgens  dit  scenario  zouden  de  gedistribueerde energiebronnen dus niet enkel tijdens eilandbedrijf de spanning en  frequentie  (in  dit  geval  lokaal)  regelen,  maar  ook  in  netgekoppelde  werking  ondersteuning  bieden  aan  de  spanning  en  frequentie  van  het  volledige  net.  Daar  waar  gedistribueerde  opwekking  nu  vooral  wordt  uitgebaat  in  PQ‐mode  (wat  betekent  dat  deze  bronnen  een  bepaald  actief  en  reactief  vermogen  dienen  uit  te  wisselen  met  het  net,  wat  overeenkomt  met  werking  als  spanningsgeregelde  stroombron), zullen in de toekomst volgens het hogerbeschreven scenario meer en  meer gedistribueerde energiebronnen als spanningsbron worden uitgebaat. 

100 

Regeling autonome netten  Om  ondersteuning  van  spanning  en  frequentie  door  deze  bronnen  toe  te  laten  (hetzij in eilandbedrijf, hetzij in netgekoppelde werking), heeft men de keuze tussen  verschillende  regelstrategiëen.  Vele  types  van  gedistribueerde  energiebronnen  worden met behulp van een vermogenelektronische omvormer met het (micro)net  en  de  lasten  gekoppeld.  Door  het  toepassen  van  een  adequaat  regelschema  voor  deze  omvormer  kan  men  ervoor  zorgen  dat  de  energiebron  aan  spannings‐  en  frequentieondersteuning  doet,  eerder  dan  een  bepaald  vast  actief  en  reactief  vermogen  uit  te  wisselen  met  het  net.  Een  veelgebruikte  regelmethode  voor  omvormergekoppelde  gedistribueerde  energiebronnen  is  “droopregeling”.  Deze  methode wordt eveneens gebruikt voor de primaire regeling van de grote synchrone  machines  in  elektriciteitscentrales  en  bestaat  erin  dat  de  energiebron  het  met  het  net  uitgewisselde  actieve  en  reactieve  vermogen  evenredig  aanpast  rekening  houdend  met  de  waarde  van  de  netfrequentie  en  –spanningsamplitude.  In  netten  met een overwegend inductieve lijnimpedantie heeft de actief vermogenuitwisseling  de  meeste  invloed  op  de  frequentie  en  de  reactieve  vermogenuitwisseling  op  de  spanningsamplitude.  Indien  de  lijnimpedantie  overwegend  resistief  is,  bijv.  in  kabelnetten,  verandert  dit  verband  en  worden  spanningsamplitude  en  –frequentie  het  meest  beïnvloed  door  het  uitgewisselde  actieve  respectievelijk  reactieve  vermogen,  wat  maakt  dat  de  klassieke  droopregeling  in  typische  laagspanningsnetten niet zo eenvoudig is.  Het  regelen  van  frequentie  en  spanning  in  het  elektriciteitsnet  omvat  drie  grote  stappen:  •

•

•

de  primaire  regeling:  in  geval  van  een  (significante)  lastvariatie,  wijken  de  spanningsamplitude  en/of  –frequentie  initieel  af  van  hun  normale  waarde.  Het  doel van de primaire regeling is de afwijking van deze grootheden ten opzichte  van hun nominale waarde te stoppen door de gegenereerde elektrische energie  weer  gelijk  te  maken  aan  de  geconsumeerde  elektrische  energie,  zodat  spanningsamplitude en –frequentie op een bepaalde waarde (die normalerwijze  niet  gelijk  is  aan  de  nominale  waarde,  maar  wel  binnen  de  toegelaten  grenzen  errond  ligt)  stabiliseren.  Een  typische  waarde  voor  de  tijdsconstante  van  dit  proces is 15 s.  de  secundaire  regeling:  nadat  de  primaire  regeling  de  afwijking  van  de  spanningsamplitude  en  –frequentie  ten  opzichte  van  hun  nominale  waarde  op  een zekere waarde heeft gestabiliseerd, is het de taak van de secundaire regeling  om  de  spanningsamplitude  en  –frequentie  weer  naar  hun  nominale  waarde  te  brengen.  De  secundaire  regelactie  is  dus  een  optimalisatie  van  de  primaire  regelactie op vlak van power quality. Een typische waarde voor de tijdsconstante  van dit proces is 1 tot 2 minuten.  de  tertiaire  regeling:  na  het  uitvoeren  van  de  secundaire  regeling  zijn  de  spanningsamplitude en –frequentie weer op hun nominale waarde gebracht (of  verschillen  ze  hier  niet  significant  van),  maar  de  nieuwe  situatie  van  de  energiebronnen  (bepaalde  generatoren  gaan  na  de  secundaire  regelactie  een  bepaald  vermogen  meer  of  minder  produceren  ten  opzichte  van  de  toestand  101 

ervoor) is niet noodzakelijk de meest economisch optimale. De tertiaire regeling  herverdeelt de secundaire regelactie zodat spanning en frequentie hun nominale  waarde  behouden  en  de  generatie  van  het  vermogen  door  de  verschillende  energiebronnen  zo  economisch  mogelijk  gebeurt.  De  tertiaire  regelactie  is  dus  een  optimalisatie  van  de  primaire  (en  secundaire)  regelactie  op  vlak  van  economie. Een typische waarde voor de tijdsconstante van dit proces is 15 tot 30  minuten.  Op  dit  punt  is  de  regeling  dus  gekoppeld  met  een  vorm  van  marktwerking.  Daar  waar  voor  het  berekenen  en  uitvoeren  van  de  secundaire  en  tertiaire  regelacties  steeds  communicatie  tussen  de  verschillende  deelnemende  energiebronnen  nodig  is,  is  dit  voor  de  primaire  regeling  niet  het  geval.  Droopregeling  maakt  het  mogelijk  om  de  primaire  regeling  van  spanning  en  frequentie  te  laten  gebeuren  zonder  de  noodzaak  van  communicatie  tussen  de  verschillende  bronnen.  Er  bestaan  andere  technieken  (bijvoorbeeld  master‐slave  regeling, waarbij er 1 master‐eenheid is die de referenties voor alle slave‐eenheden  bepaalt)  waar  ook  voor  de  primaire  regeling  communicatie  tussen  de  bronnen  vereist is, wat de betrouwbaarheid van dergelijke technieken verlaagt en de kostprijs  ervan kan verhogen.  Enkele  veelgebruikte  regelstrategiëen  voor  gedistribueerde  energiebronnen  gekoppeld met een microgrid zijn:  •

•

•

•

alle gedistribueerde opwekkingseenheden en de energieopslageenheden werken  tijdens  eilandbedrijf  volgens  een  droopregelschema,  waarbij  ze  hun  uitgangsvermogen  variëren  op  basis  van  de  lokale  spanningsamplitude  en  de  frequentie. Er kan hier al dan niet rekening gehouden worden met de aard van  de  netimpedantie  voor  het  bepalen  van  de  droopkarakteristieken.  In  netgekoppeld bedrijf werken de energiebronnen in PQ‐mode.  de  energieopslageenheden  werken  volgens  een  droopregelschema,  terwijl  de  gedistribueerde  generatoren  in  PQ‐mode  blijven  werken.  De  vermogenreferenties van de generatoren worden zo aangepast dat de frequentie  en  spanningsamplitude  gelijk  blijven  aan  de  nominale  waarde.  De  energieopslageenheid vangt eventuele laststappen op.  in  een  variant  op  de  vorige  methode  kunnen  de  opslageenheden  ook  het  door  het  net  geleverde  actief  en  reactief  vermogen  leveren  (en  dus  eigenlijk  de  secundaire  regelactie  voor  hun  rekening  nemen)  op  het  moment  dat  er  van  netgekoppeld  bedrijf  naar  eilandwerking  wordt  overgegaan.  Nadien  worden  de  droopcurves  van  de  generatoren  zodanig  verschoven  dat  de  frequentie  en  spanning op hun nominale waarde worden geregeld en daar gehouden.  de  gedistribueerde  generatoren  hebben  elk  een  energieopslageenheid  (bijvoorbeeld  een  batterijenbank)  gekoppeld  met  de  DC‐bus  van  de  vermogenelektronische omvormer die gebruikt wordt voor het realiseren van de  netkoppeling.  De  bronnen  werken  zowel  in  netgekoppeld  bedrijf  als  tijdens  eilandwerking  volgens  een  droopregelschema.  Dit  concept  leidt  in  principe  tot  een  systeem  dat  peer‐to‐peer  (er  is  geen  master‐eenheid  of  eenheid  wiens  correcte werking kritisch is voor de werking van het systeem, het systeem heeft  102 

als  het  ware  een  compleet  vlakke  hiërarchie)  en  plug‐and‐play  (een  nieuwe  eenheid kan zonder problemen op gelijk welke plaats toegevoegd worden zonder  dat het systeem moet worden geherconfigureerd of stilgelegd) is.  Buitenlandse voorbeelden  Verscheidene  demonstratieprojecten  lopen  op  dit  moment  reeds  of  zijn  in  voorbereiding, teneinde de haalbaarheid en impact van het microgridconcept in de  praktijk te beproeven. In Europa zijn de voornaamste testsites de volgende:  •

•

•

Microgrid  op  het  eiland  Kythnos  (Griekenland):  hier  worden  12  huizen  voorzien  van  elektriciteit  door  een  eilandnet,  met  12  kW  fotovoltaïsche  systemen,  twee  batterijbanken  met  een  energie‐inhoud  van  53  kWh  resp.  32  kWh  en  een  5kW  dieselgenerator.  Hiermee  worden  ook  de  nodige  monitoring  en  communicatiefaciliteiten gevoed. De gebruikte sturing is master‐slave regeling.  Vakantiepark  Bronsbergen  te  Zutphen  (Nederland):  Continuon  realiseerde  hier  een autonoom net met fotovoltaïsche systemen en batterijen als energieopslag.  Dit  net  kan  zowel  gekoppeld  met  het  distributienet  als  in  eiland  werken.  Momenteel  zijn  108  vakantiehuizen  reeds  voorzien  van  een  fotovoltaïsche  installatie.  Residentieel demonstratieproject te Mannheim‐Wallstadt (Duitsland): MVV plant  een microgrid te installeren voor een groep van 1200 inwoners. In de zomer van  2006  werd  reeds  een  eerste  stap  genomen  met  de  installatie  van  30  kW  aan  fotovoltaïsche installaties en een groep van 20 huizen en 1 gemeentelijk gebouw,  waarbij  de  verbruikers  door  prijsincentieven  werden  aangespoord  om  hun  verbruik af te stemmen op de productie van de fotovoltaïsche systemen. 

In  de  Verenigde  Staten  is  het  CERTS  microgrid  het  meest  voorname  project  op  dit  vlak. Dit systeem werd eerst op laboratoriumniveau onderzocht en uitgebouwd aan  de universiteit van Wisconsin‐Madison. Het microgrid wordt op dit moment getest in  het  Dolan  Technology  Center  in  Columbus,  Ohio  en  bevat  3  Tecogen  dieselgeneratoren  van  60  kW  elk  (met  synchrone  generatoren  en  vermogenelektronische omvormers om variabele snelheidswerking en spannings‐ en  frequentiedroopregeling toe te laten). Dit systeem kan zowel in netgekoppelde als in  eilandwerking  gebruikt  worden.  Verder  plant  General  Electric  een  project  rond  energiemanagement in microgrids, waarbij op een campus met meerdere gebouwen  een microgrid met meerdere types van gedistribueerde energiebronnen (waaronder  bronnen  van  hernieuwbare  aard)  zal  worden  uitgebouwd  en  de  regeling  van  de  hoeveelheid  vermogen  die  elke  bron  uitwisselt  met  het  net  zodanig  dat  het  rendement, de werkingskosten, de schadelijke emissies,... geminimaliseerd worden.  Japan  is  op  dit  moment  wereldleider  op  vlak  van  microgrid  demonstratieprojecten  (de grote belangstelling is o.a te verklaren door de motivatie om verder te kunnen  werken na aardbevingen), waaronder:  •

Het  Aomori  project  in  Hachinohe:  hierbij  worden  zeven  stedelijke  bestuursgebouwen  van  energie  (elektriciteit  en  warmte)  voorzien  door  een  103 

•

•

microgrid  met  een  biomassa‐installatie,  drie  170  kW  gasturbines,  100  kW  aan  windturbines,  80  kW  aan  fotovoltaïsche  installaties  en  een  batterijenbank  van  100 kW. Tussen november 2005 en juli 2006 bleek de consumptie van primaire  energie te zijn gedaald met 57.3 % (te wijten aan verlaagde import uit het grote  elektriciteitsnet) en de uitstoot van CO2 was gedaald met 47.8 %. In de toekomst  wordt  nog  een  test  voorzien  waarbij  het  volledige  systeem  een  week  lang  in  eilandbedrijf zal werken.  Het Aichi project op Central Japan Airport te Tokoname: hier werd een microgrid  uitgebouwd  bestaande  uit  verschillende  types  brandstofcellen  (met  een  totaal  geïnstalleerd vermogen van 1420 kW), 330 kW aan fotovoltaïsche installaties en  een NaS‐batterijenbank van 500 kW. Dit systeem kan zowel netgekoppeld als in  eilandbedrijf werken.  Het Kyoto project te Kyotango: hier wordt een microgrid uitgebouwd met 50 kW  aan  fotovoltaïsche  systemen,  50  kW  aan  windturbines,  400  kW  aan  biogasturbines, een 250 kW brandstofcel (Molten Carbonate Fuel Cell of MCFC)  en een batterijenbank van 100 kW. Het systeem heeft een regelcentrum dat via  IP  communicatie  over  het  publieke  communicatienetwerk  met  de  energiebronnen  communiceert  om  vraag  en  aanbod  van  elektriciteit  in  evenwicht te houden, waarbij zowel netgekoppelde als eilandwerking mogelijk is.  Ook  kunnen  onbalansen  in  de  driefasige  spanningen  binnen  de  5  minuten  worden  weggewerkt,  korte  responsietijden  zijn  voorzien  voor  de  nabije  toekomst. 

Microgrids in Vlaanderen?  Voor  Vlaanderen  is  het  invoeren  van  een  microgridtopologie  eerder  een  lange  termijn ontwikkeling. De betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening langs het  transmissienet  is  op  dit  moment  zeer  hoog  in  Vlaanderen.  In  deze  optiek  zou  een  microgridstructuur weinig verbetering brengen op vlak van betrouwbaarheid. In een  verre toekomst kan dit uiteraard veranderen.  Anderzijds  kan  het  invoeren  van  een  microgridstructuur  de  introductie  van  gedistribueerde  energiebronnen,  waaronder  bronnen  van  hernieuwbare  aard,  vergemakkelijken  en  kunnen  op  die  manier  ondermeer  de  uitstoot  van  broeikasgassen en de verliezen in de lijnen ten gevolge van het elektriciteitstransport  verminderd  worden.  Veel  hangt  af  van  de  ontwikkeling  van  de  verschillende  technologieën  (fotovoltaïsche  installaties,  windturbines  (groot‐  en  kleinschalig),  WKK,...), zowel op technisch (efficiëntie van conversie, nominaal vermogen,...) als op  economisch  (kostprijs  per  kW  of  kWh,  terugbetaalperiode,...)  vlak.  Een  ander  belangrijk  punt  is  energieopslag:  dit  element  is  noodzakelijk  voor  het  invoeren  van  een  microgridstructuur  en  wint  aan  belang  naarmate  er  meer  bronnen  met  intermitterende productie (bijvoorbeeld fotovoltaïsche systemen of windturbines) of  met  productie  afhankelijk  van  een  bepaald  proces  (bijvoorbeeld  WKK‐eenheden  waarbij  de  productie  van  elektriciteit  bepaald  wordt  door  de  hoeveelheid  warmte  die op een bepaald moment wordt gevraagd voor een bepaald industrieel proces of  voor het verwarmen van een ruimte) lokaal geïnstalleerd zijn. Ook hier zijn zowel op 

104 

technisch  als  economisch  vlak  nog  ontwikkelingen  nodig  om  de  verschillende  technologieën te kunnen toepassen in een praktische microgridstructuur.  Er  zal  gekeken  moeten  worden  in  welke  mate  er  aanpassingen  gedaan  moeten  worden aan de huidige infrastructuur van het distributienet om toepassing van het  microgridconcept  mogelijk  te  maken.  De  communicatie  nodig  voor  de  correcte  werking  van  het  microgrid  kan  in  principe  langs  reeds  beschikbare  publieke  netwerken  verlopen,  waarvan  de  verspreiding  zodanig  is  dat  hier  weinig  extra  werkzaamheden voor moeten worden uitgevoerd.  Beveiliging  is  eveneens  een  belangrijk  element.  De  bestaande  distributienetbeveiligingsmethodes  zullen  moeten  worden  herbekeken  indien  de  microgridtopologie wordt ingevoerd. In plaats van unidirectionele vermogenstromen  (zoals  deze  nu  bestaan  van  het  transmissienet  over  het  distributienet  naar  de  verbruikers)  zullen  met  het  microgridconcept  overal  bidirectionele  vermogenstromen  over  het  distributienet  mogelijk  zijn,  wat  niet  compatibel  is  met  sommige  beveiligingsmethodes.  Vaak  worden  op  heden  overstroombeveiligingen  gebruikt  om  het  systeem  te  beschermen  in  geval  van  een  fout.  Het  net  kan  inderdaad een zeer grote kortsluitstroom leveren. De vraag is of dit in een microgrid  met een hoge penetratie aan omvormergekoppelde energiebronnen (met beperkte  stroomlimieten)  in  eilandbedrijf  nog  steeds  bruikbaar  is;  na  verloop  van  tijd  merkt  men  fouten  eerder  op  a.d.h.v.  spanningsstoring  dan  aan  overstromen  (Loix,  Wijnhoven, Deconinck & Driesen, 2009). Wel dienen de omstandigheden tijdens een  fout  en  tijdens  normale  werking  eenduidig  van  elkaar  te  kunnen  worden  onderscheiden.  In  een  driefasig  vierdraadsnet  gedragen  derde  orde  harmonischen  zich  als  homopolaire  stromen,  net  zoals  de  foutstromen  in  bepaalde  types  fouten.  Het  niveau  van  deze  harmonische  stromen  is  net‐  en  tijdsspecifiek,  zodat  de  instellingen van de beveiliging niet algemeen vastgelegd kunnen worden, maar geval  tot geval bekeken moet worden.   Op  heden  wordt  gedistribueerde  energiebronnen  van  het  net  gekoppeld  indien  er  een  fout  optreedt,  terwijl  dit  in  het  microgridconcept  net  niet  mag  gebeuren.  De  beveiligingsstrategie voor het microgrid moet zowel voor netgekoppelde werking als  voor eilandbedrijf geschikt zijn. Een voorbeeld van een dergelijke strategie gebruikt  de  meting  van  de  differentiële  stroom,  de  inverse  en  homopolaire  stroom  om  uitsluitsel  te  kunnen  geven  over  de  aard  en  locatie  van  de  fout  in  een  microgridsysteem,  en  zodoende  een  zo  selectief  mogelijke  beveiliging  te  kunnen  garanderen.   

105 

 

5.3  Hoofdscenario 3 ­ Plug­in elektrische voertuigen: de DNB als    vlootmanager?  5.3.1  Plug­in hybride voertuigen  Alternatieve  voertuigen  worden  steeds  populairder.  Belangrijke  drijfveren  voor  de  ontwikkeling van alternatieve voertuigen zijn de grote afhankelijkheid van de meeste  landen  van  geïmporteerde  fossiele  brandstoffen  en  de  stijgende  brandstofprijzen.  Het  stijgend  belang  voor  energie  efficiëntie  en  de  tendens  om  de  emissies  te  reduceren in het kader van de Kyoto‐beperkingen is een andere belangrijke drijfveer.  Hybride  voertuigen  zijn  momenteel  commercieel  beschikbaar  en  Plug‐in  hybride  elektrische voertuigen (PHEVs) zijn de volgende stap in de evolutie van de hybride en  elektrische  voertuigen.  De  eerste  PHEVs  zijn  momenteel  al  op  de  markt  als  geconvergeerde  Prius‐voertuigen.  Binnen  5  à  10  jaar  worden  de  PHEVs  met  een  extended range verwacht.   Er  zijn  nog  veel  hindernissen  die  genomen  moeten  worden  vooraleer  de  PHEVs  volledig  commercieel  beschikbaar  zullen  zijn.  De  grootste  hindernis  voor  deze  voertuigen  is  de  kostprijs  die  vooral  veroorzaakt  wordt  door  de  extra  batterijen.  PHEVs zijn ongeveer € 10.000 duurder vergeleken met conventionele voertuigen met  dezelfde grootte en performantie. Als het aantal PHEVs stijgt, dan gaat dit gepaard  met  een  stijging  van  de  productie  van  de  batterijen,  waardoor  de  prijs  van  de  batterijen ook gaat dalen, zoals getoond in Tabel 2.   Het  uitbreiden  van  een  PHEV‐vloot  kan  op  verschillende  manieren  gestimuleerd  worden. PHEVs kunnen gebruikt worden als duurzame leasingwagens of als taxi. Ook  in het openbaar vervoer kunnen de PHEVs hun intreden nemen. Het grote voordeel  van deze voertuigen ten opzichte van voertuigen aangedreven door brandstofcellen  

  Tabel 2  Informatie over de batterijen. 

106 

is  het  feit  dat  de  infrastructuur  voor  het  opladen  van  de  batterijen  al  aanwezig  is,  hoewel aanpassingen misschien wel nodig zullen zijn.  5.3.2  Het opladen van PHEVs  De twee voornaamste plaatsen waar deze voertuigen opgeladen kunnen worden is  op  publieke  parkings  of  in  residentiële  woningen.  Het  standaard  stopcontact  voorzien in de garages van deze woningen is hiervoor voldoende. Dit wil zeggen 230  V en 16 A. Een plaats waar vele wagens gedurende een lange tijd stil staan is op de  parking  van  grote  bedrijven.  Dit  geeft  de  mogelijkheid  om  de  voertuigen  op  één  plaats op te laden. Andere grote parkings (bijvoorbeeld aan metrostations) hebben  deze mogelijkheid ook. Zulke parkings kunnen werken met zwaardere aansluitingen  waardoor het opladen sneller kan gebeuren. Eventueel kunnen er ook aansluitingen  op een hogere spanning voorzien worden. Zij zijn dus niet gebonden aan de 230  V  van het distributienet.   Het  opladen  van  de  voertuigen  in  woningen  gebeurt  via  het  distributienet.  De  distributienetbeheerder  gaat  hier  dan  ook  een  belangrijke  rol  spelen.  Momenteel  zorgt hij voor het uitbaten, onderhoud, uitbreiding en verbetering van het net. Door  het opladen van de voertuigen gaan zijn taken uitbreiden. Het zal nodig zijn om het  tijdstip  van  opladen  en  het  oplaadvermogen  te  bepalen  om  te  vermijden  dat  het  distributienet  niet  overbelast  gaat  worden.  PHEVs  worden  beschouwd  als  ideale  stuurbare  lasten.  De  distributienetbeheerder  wil  graag  de  lijnverliezen  zo  laag  mogelijk houden en overbelasting van het net vermijden.   De  huidige  taken  van  de  Energy  Service  Company  zijn  het  beheren  van  het  energiemanagement.  In  de  toekomst  zouden  die  taken  uitgebreid  kunnen  worden  met het management van de elektrische vloot.  Het opladen van de voertuigen zou  kunnen  gecontroleerd  worden  door  gebruik  te  maken  van  bijvoorbeeld  smart  metering.   5.3.3  Verzwaring van het distributienet.   Een verzwaring van het distributienet zal zeker nodig zijn wanneer we het opladen  van  de  voertuigen  niet  gaan  controleren.  Bij  ongecontroleerd  opladen  worden  de  voertuigen ’s avonds ingestoken, waardoor het opladen van de voertuigen samenvalt  met  de avondpiek.  Het  opladen  van  voertuigen  zal  maar een  paar  procent  zijn  van  het  totale  elektriciteitsverbruik,  maar  dit  kan  wel  voor  problemen  zorgen  als  dit  samen  valt  met  een  piek  in  het  elektriciteitsverbruik.  De  nodige  energie  om  een  batterij  op  te  laden  mag  ook  niet  onderschat  worden.  Men  mag  gerust  aannemen  dat  een  batterij  van  10  kWh  niet  overdreven  is.  Als  deze  batterij  iedere  nacht  opgeladen  moet  worden,  dan  geeft  dit  een  jaarlijks  verbruik  van  ongeveer  3500  kWh/jaar. Het jaarlijks huishoudelijk verbruik is ook 3500 kWh/jaar. Dit zou dus een  verdubbeling zijn van het elektrisch energieverbruik per jaar. Meteen is duidelijk dat  dit niet zomaar verwaarloosd kan worden.  

107 

Gecontroleerd  opladen  van  de  voertuigen  zorgt  voor  een  verbetering  van  de  benuttiging  van  het  distributienet  ten  opzichte  van  ongecontroleerd  opladen.  Hierdoor worden de voertuigen niet opgeladen op het moment dat er ook een piek  is  in  het  elektriciteitsgebruik  voor  de  huishoudens,  maar  worden  de  voertuigen  voornamelijk  tijdens  de  nacht  opgeladen  wanneer  het  verbruik  het  laagste  is.  Een  manier  om  dit  te  doen,  is  om  de  lijnverliezen  te  minimaliseren  en  zo  het  optimaal  oplaadprofiel te bepalen. Het moment, de duur en de plaats van het opladen bepaalt  de mate waarin het distributienet aangepast moet worden.   Een ander mogelijkheid is om twee sets van batterijen te gebruiken. Op die manier  kan  er  altijd  een  batterij  opladen  en  kan  dit  ook  overdag  gebeuren.  Dit  is  vooral  interessant in combinatie met hernieuwbare energie.  Het  invoeren  van  openbare  oplaadpunten  zou  de  situatie  aanzienlijk  vergemakkelijken daar deze gemakkelijker te controleren zijn.   5.3.4  Hernieuwbare bronnen en WKK  De  combinatie  van  PHEVs  met  hernieuwbare  bronnen  en  WKKs  is  zeker  een  optie.  Een  van  de  problemen  met  hernieuwbare  bronnen  is  hun  fluctuerend  karakter.  PHEVs  kunnen  hiermee  ideaal  gecombineerd  worden  omdat  de  batterijen  voor  energieopslag kunnen zorgen. Er is zelfs sprake om WKKs niet meer aan het net te  koppelen, maar ze direct te koppelen aan de voertuigen. We spreken hier dan vooral  over professionele vloten zoals interventiewagens, postvoertuigen en dergelijke.   5.3.5  Vehicle­to­grid  Ook  vehicle‐to‐grid  (V2G)  is  een  mogelijkheid  voor  plug‐in  hybride  elektrische  voertuigen.  V2G  wil  zeggen  dat  de  batterijen  niet  alleen  energie  opnemen  van  het  net,  maar  ook  hun  opgeslagen  energie  terug  kunnen  afgeven  in  de  plaats  van  te  gebruiken voor de aandrijving van de elektromotor.   De batterijen kunnen vooral ingezet worden voor de primaire en secundaire regeling  van de netten. Een voorbeeld hiervan zijn de draaiende reserves. Het grote voordeel  is  dat  de  batterijen  niet  alleen  energie  kunnen  afgeven  op  het  moment  dat  de  frequentie van het net te laag is, maar ook energie kunnen opnemen in het geval van  een  te  hoge  netfrequentie.  Ze  kunnen  dus  zowel  aan  positieve  als  aan  negatieve  regeling  doen.  Het  voordeel  is  ook  dat  de  batterijen  en  supercapaciteiten  snel  kunnen  reageren.  Voor  de  primaire  regeling  kunnen  de  batterijen  energie  aan  het  net  leveren  wanneer  de  netfrequentie  lager  is  dan  49.8  Hz.  De  primaire  regeling  duurt  maar  30  seconden  waardoor  de  snelle  reactie  van  de  supercapaciteiten  hiervoor zeer geschikt is. Voor de secundaire controle moeten de PHEVs energie van  30 seconden tot 15 minuten na het ongeval beschikbaar zijn. Dit kan duur worden.  Voor piekvermogen is de energie van de PHEVs te duur.    

108 

5.3.6  Fiscaliteit   Mogelijkerwijs kan men voor rijstroom zoals in andere landen een verschillend tarief  gaan hanteren.    5.3.7  Leasing van de batterijen  Het  verhuren  van  batterijen  is  ook  een  optie.  De  meerkost  van  de  PHEVs  komt  ongeveer overeen met de kostprijs van de batterijen. Het verhuren van de batterijen  geeft  de  mogelijkheid  om  de  instapkost  lager  te  maken.  De  batterijen  dienen  wel  verder ontwikkeld te worden.  5.3.8  Conclusie  Het is voor het ogenblik nog onduidelijk in welke mate PHEVs gaan doorbreken. Hoe  groter de penetratiegraad van PHEVs, hoe belangrijker het wordt om het opladen te  controleren  om  het  distributienet  niet  te  overbelasten.  Dit  kan  aangepakt  worden  met smart metering waarover men in appendix 16 een uitgebreide synthese vindt.    

109 

 

5.4

Hoofdscenario 4 – waterstof in het aardgasnetwerk 

5.4.1  Inleiding  De  uitputting  van  de  voornaamste  fossiele  brandstoffen,  olie  en  aardgas,  lijkt  momenteel  een  probleem  ver  in  de  toekomst.  NIettemin  wijzen  recente  data  erop  dat  dit  voor  onze  kinderen  en  kleinkinderen  een  reëel  probleem  dreigt  te  worden.  Tegen het huidige productieniveau en consumptie kan wereldwijd met de bewezen  olie‐  en  aardgasreserves  nog  ongeveer  40,  respectievelijk  bijna  65  jaar  aan  onze  energiebehoeften  voldaan  worden124.  Het  verder  zoeken  naar  en  exploiteren  van  nieuwe fossiele bronnen is in deze context weliswaar een tijdelijke maar zeker geen  duurzame  oplossing.  In  het  beste  geval  wordt  de  depletie  van  olie  en  aardgas  met  enkele tientallen jaren uitgesteld, maar tegelijkertijd worden ook de klimatologische  effecten,  die  het  gebruik  van  fossiele  brandstoffen  met  zich  meebrengen,  over  het  hoofd  gezien.  Momenteel  lijkt  het  gebruik  van  waterstof  als  energiedrager  een  interessant  alternatief  voor  het  directe  gebruik  van  de  fossiele  brandstoffen,  deels  omdat het kan gebruikt worden als opslagmedium ter aanvulling van fluctuerende,  hernieuwbare energiebronnen (wind, zon, water, …).   5.4.2  State­of­the­art  Aangezien  waterstof  (H2)  niet  als  dusdanig  in  de  vrije  natuur  voorkomt,  heeft  het  weinig  zin  enkel  zijn  opslagfunctie  te  bestuderen,  maar  dient  –  net  als  bij  elke  brandstof  –  ook  de  productie,  transport,  distributie  en  eindgebruik  bekeken  te  worden.  Momenteel  gebeurt  meer  dan  90%  van  de  wereldwijde  waterstofproductie  door  middel  van  reforming,  het  thermochemisch  kraken  van  koolwaterstoffen.  Deze  technologie  is  zo  goed  als  volledig  ontwikkeld,  zowel  op  grote  (enkele  MW)  als  op  kleine schaal (< 100 kW). Naast reforming is elektrolyse eveneens een commerciële  productietechnologie,  waarbij  waterstof  elektrochemisch  wordt  aangemaakt  uit  water met behulp van elektriciteit. Een derde methode, die momenteel volop in de  ontwikkelingsfase  zit,  is  het  vergassen  van  steenkool,  biomassa  of  afval.  De  rendementen  van  deze  productiemethoden  variëren  van  75‐80%  voor  reforming,  van 56‐75% voor elektrolyse en van 60‐80% voor gasificatie. Net als bij om het even  welke  energiedrager  echter,  dient  het  nut  van  het  gebruik  van  waterstof  voor  welbepaalde  toepassingen  zorgvuldig  bekeken  te  worden  aan  de  hand  van  een  volledige keten‐ of levenscyclusanalyse (Ogden, 2001), (Ivy, 2004).   De  belangrijkste  methoden  voor  het  stockeren  van  waterstof  zijn  de  opslag  als  gecomprimeerd  gas,  als  een  vloeistof  of  als  een  metaalhydride.  Elke  technologie                                                          124

  BP.com,  BP  statistical  review  of  world  energy  http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6848&contentId=7033471.   110 

2007, 

heeft  zijn  voor‐  en  nadelen  en  probeert  een  oplossing  te  bieden  voor  de  lage  volumetrische energiedichtheid van waterstof. Bij opslag als een gecomprimeerd gas  lopen de gebruikte drukken momenteel op tot 500 bar. Prototypes gaan tot 1000 bar  maar  zijn  verre  van  commercieel.  Door  de  strenge  materiaalvereisten  zijn  de  opslagvaten vaak erg zwaar en duur. Het vloeibaar maken van waterstof is mogelijk  door afkoeling tot ‐253 °C. Het energie‐intensieve proces dat hiervoor nodig is werpt  echter vaak een schaduw op de hoge volumetrische energiedichtheid van vloeibare  waterstof .   Waterstof  kan  op  verschillende  manieren  getransporteerd  worden.  Het  kiezen  van  de ideale transport‐ of distributiemethode hangt af van de hoeveelheid waterstof, de  toestand  waarin  het  zich  bevindt  (gas  of  vloeistof)  en  de  te  overbruggen  afstand.  Voor  grote  hoeveelheden  is  gasvormige  waterstof  door  een  pijpleiding  de  beste  oplossing,  voor  lange  afstanden  (enkele  honderden  kilometers)  is  vloeibaar  waterstoftransport per vrachtwagen of per boot vaak het meest aangewezen (Amos,  1998).  Wat  het  eindgebruik  van  waterstof  betreft,  is  het  gebruik  van  brandstofcellen  of  klassieke  verbrandingstechnologieën  het  meest  voor  de  hand  liggend.  Het  hoge  omzettingsrendement is ongetwijfeld de grootste troef van brandstofcellen, maar dit  wordt  momenteel  nog  tegengewerkt  door  de  beperkte  levensduur  en  zeer  hoge  prijzen.  Een  meer  gedetailleerd  overzicht  van  de  brandstofceltechnologie  kan  worden  teruggevonden  in  appendix  8.  Wanneer  waterstof  verbrand  wordt  in  een  inwendige  verbrandingsmotor,  worden  iets  hogere  rendementen  gehaald  (i.v.m.  verbranding van klassieke brandstoffen) en is water het enige afvalproduct. Hoewel  er  reeds  tal  van  succesvolle  experimenten  zijn  uitgevoerd,  zorgen  veiligheidsaspecten  en  materiaalvereisten  er  nog  voor  dat  deze  technologie  nog  verre van commercieel is. In principe kan waterstof ook gewoon verbrand worden in  klassieke  boilers,  maar  dit  vereist  wel  enige  aanpassingen  aan  de  bestaande  installaties  op  het  vlak  van  afdichtingen,  vlamstabiliteit  en  veiligheid  (Vanderoost,  Vannoppen, 2004).  5.4.3  Roadmap  Wat  betreft  de  productie  van  waterstof,  zijn  er  naast  de  ‘klassieke’  technologieën  nog tal van andere pistes die onderzocht en getest worden. De voornaamste hiervan  zijn de fotobiologische en fotochemische processen, de directe reductie van ijzer en  thermisch‐nucleaire productie (jodium‐zwavel cyclus). Fig. 19 geeft een overzicht van  de  evolutie  van  de  verschillende  productieprocessen  gedurende  de  komende  decennia. 

111 

 

Fig.  19  Tijdslijn  voor  de  verschillende  waterstofproductietechnologieën  (HyNet)  Bij  de  productie  van  waterstof  uit  aardgas  en  steenkool  wordt  onvermijdelijk  een  significante hoeveelheid CO2 uitgestoten. Dit strookt uiteraard niet met de duurzame  energievoorziening  die  we  wensen  te  bereiken.  Het  afvangen  en  stockeren  van  de  vrijgekomen  hoeveelheid  CO2  kan  hiervoor  een  oplossing  bieden.  Verschillende  afvangtechnologieën  zijn  reeds  met  succes  getest  en  momenteel  wordt  intensief  onderzoek gedaan naar de mogelijkheden om deze CO2 op een veilige en langdurige  manier  op  te  slaan  (IEA,  2004).  Het  is  echter  zeer  onwaarschijnlijk  dat  deze  technologie voor 2030 commercieel beschikbaar zal zijn125.  Ook voor de opslag van waterstof zelf worden nog verscheidene opties onderzocht,  waaronder  koolstofnanovezels,  glazen  microsferen,  vloeibare  hydrides,  ammoniak,  adsorptie  en  ondergrondse  opslag  in  poreuze  gesteenten.  Indien  ooit  een  netwerk  van  hogedrukleidingen  voor  het  transport  van  waterstof  beschikbaar  is  op  grote  schaal,  kan  waterstof  in  gasvorm  eveneens  opgeslagen  worden  in  deze  leidingen  (linepack).  Op  het  gebied  van  waterstoftransport  zal  de  komende  decennia  voornamelijk  aandacht  worden  besteed  aan  onderzoek  naar  veiligheid  en  materiaaleigenschappen,  om  zo  de  maximaal  toelaatbare  drukken  te  kunnen  verhogen  (waterstof  in  gasvorm)  en  de  hoeveelheid  boil‐off  te  verminderen  (wegkoken  van  vloeibare  waterstof).  In  een  mogelijke  overgangsperiode  naar  een  gedeeltelijke  waterstofeconomie  is  er  momenteel  nog  een  optie  die  met  steeds  meer  aandacht  wordt  bekeken:  het  bijmengen  van  waterstof  in  de  bestaande                                                          125

Commission Energy 2030, ‘Belgium’s energy challenges towards 2030’, Commissioned by Minister Marc Verwilghen, Brussel, 2007.

112 

aardgasleidingen.  Voornamelijk  de  leveringszekerheid,  materiaaleigenschappen,  veiligheidsaspecten en de invloed op de eindtoepassingen (gasfornuizen, boilers, …)  worden  hiertoe  momenteel  bestudeerd.  Bijmengen  van  waterstof  in  aardgasleidingen  kan  er  bovendien  ook  voor  zorgen  dat  het  bekende  kip‐en‐ei‐ probleem  omzeild  wordt.  Immers,  zolang  er  geen  vraag  is  naar  waterstof,  zal  niemand bereid zijn te investeren in een waterstofinfrastructuur en zolang er geen  waterstof  voorhanden  is,  zullen  weinigen  geneigd  zijn  een  brandstofcel  of  brandstofcelwagen  te  kopen,  waardoor  de  productie  van  deze  technologieën  zeer  moeilijk  zal  kunnen  doorgroeien  en  de  prijzen  hoog  blijven  (Ogden,  1999),  (Padro,  Putsche, 1999), (Polman, de Laat, Crowther, 2003).    Al  deze  deelaspecten  van  de  waterstofketen  kunnen  uiteraard  niet  los  van  elkaar  bekeken worden, waardoor er enkel roadmaps beschikbaar zijn die de evolutie van  een  volledige  waterstofeconomie  in  kaart  brengen.  Aangezien  er  nog  teveel  technische en economische onzekerheden zijn, liggen de projecties bovendien vaak  ver  uiteen.  Twee  voorbeelden  van  een  Europese  roadmap  worden  hieronder  weergegeven in Fig. 20 en 21.  5.4.4  Relevantie voor Vlaanderen  Ondanks het feit dat er in Vlaanderen tot op heden amper initiatieven zijn genomen  wat betreft waterstof, biedt deze regio toch een groot aantal mogelijkheden. Eerst  en vooral beschikken de Lage Landen momenteel over één van de meest uitgebreide  waterstofnetwerken ter wereld, in handen van Air Liquide (zie Fig. 22). Dit netwerk  kan  weliswaar  niet  gebruikt  worden  voor  residentieel  of  mobiel  gebruik  van  waterstof,  maar  de  expertise  om  het  te  bedrijven  en  onderhouden  is  aanwezig.  Bovendien  is  Vlaanderen  ook  de  bakermat  van  één  van  ’s  werelds  grootste  producenten van elektrolyseurs, Hydrogenics, vroeger bekend als Vandenborre.    

 

113 

Fig. 20  HyNet – Europese roadmap voor de transitie naar waterstof (Polman, 2003)   

 

Fig.21 Europese roadmap voor waterstof en brandstofcellen (EC, 2003)     

Deze combinatie van verstrekkende kennis op het vlak van waterstofproductie en ‐ transport kan uiteraard interessante mogelijkheden bieden.  Bovendien is Vlaanderen één van de weinige gebieden waar zowel hoogcalorisch als  laagcalorisch aardgas wordt gebruikt in conventionele boilers. Dit heeft er historisch  gezien voor gezorgd dat de boilers een bredere tolerantie hebben voor het type gas  dat  erin  verbrand  wordt,  waardoor  er  in  principe  minder  aanpassingen  moeten  doorgevoerd worden om mengsels van aardgas en waterstof te verbranden. Dit zou  op  termijn  mogelijkheden  moeten  bieden  om  het  bijmengen  van  waterstof  in  aardgasleidingen te testen in reële omstandigheden.  Echter,  net  als  bij  brandstofcellen,  dreigt  momenteel  een  te  grote  kenniskloof  met  het  buitenland  te  ontstaan.  Een  actievere  betrokkenheid  bij  Europese  waterstofprojecten  en  het  opstarten  van  eigen  pilootprojecten  kan  hiervoor  een  oplossing bieden.   

114 

 

Fig.  22 Netwerk van Air Liquide in Noord‐Europa (rood = waterstof)126   

                                                        126

  Air  Liquide,  Pipeline  http://www.ca.airliquide.com/en/business/products/pipeline/index.asp. 

115 

networks, 

6. Conclusie en beleidsadviezen voor energiesystemen  In dit document werd er, vertrekkende van een kort overzicht van de geschiedenis  van de elektriciteits‐ en gasdistributienetten, alsook een overzicht van de juridisch‐ economische  context  die  de  vrije  energiemarkt  en  aansluitende  ontbundeling  met  zich  mee  brengt,  een  toekomstbeeld  geschetst  van  het  elektriciteitsdistributienet.  Dit  gebeurde  na  een  systematisch  technologisch  overzicht  van  alle  relevante  gedistribueerde  energiebronnen  en  ondersteunende  technologieën  zoals  opslag  en  slimme meters.  De  evolutie  van  het  distributienet  werd  aan  de  hand  van  vier  hoofdscenario’s  beschreven. Deze belichten elk een kenmerkend deel van de voorziene evolutie:  1. De  intrede  van  de  gedistribueerde  energiebronnen  binnen  in  een  gebouw,  bijv. een woning die tevens aan het openbare distributienet gekoppeld is;  2. De  “activering”  van  het  distributienet  zelf,  beginnend  van  een  automatisering,  over  een  geïntegreerde  sturing  van  de  lokale  bronnen  teneinde deze in te schakelen in het nebeheer, tot zelfs een verzelfstandiging  in een microgrid;  3. De  link  met  transport  d.m.v.  plug‐in  voertuigen,  tevens  een  voorbeeld  van  stuurbare belasting;  4. De transitie in de aardgasnetten.  De  transities  zijn  niet  alleen  technische  materies,  maar  zijn  ook  maatschappelijk  relevant. De voor‐ en nadelen voor de burger zijn aangehaald. Het vrije markt model,  opgelegd door het Europees beleid, zou uiteindelijk moeten zorgen voor een juiste  prijs  van  de  energiebronnen,  mits  internalisering  van  de  relevante  kosten.  De  evoluties  in  de  scenario’s  dragen  bij  tot  het  bereiken  van  maatschappelijke  doelstellingen zoals het realiseren van de Kyoto‐normen en het diversifiëren van de  energiebronnen om de leveringszekerheid te verhogen.  De overheid faciliteert mede deze markt en dient twee doelstellingen te steunen die  niet eenvoudig binnen een marktcontext kunnen gerealiseerd worden:  •

•

Het  steunen  van  nieuwe  technologieën  op  het  vlak  van  gedistribueerde  energiebronnen, slimme meters, netaanpassingen en nieuwe transportmiddelen:  deze  investeringen  zijn  erg  groot  en  ingeval  van  falen  is  er  een  grote  aansprakelijkskwestie,  die  niet  door  één  partij  gedragen  kunnen  worden.  De  overheid  kan  tussenkomen  door  het  opzetten  van  grote  pilootprojecten  die  de  reële kosten en baten in beeld zullen brengen en alzo een draagvlak creëren;  Het  steunen  van  de  maatschappelijk  zwakkeren  die  voor  wie  de  energieprijs  te  hoog  is:  dit  gebeurt  via  de  geëigende  kanalen  van  de  armoedebestrijding  en  specifieke  correcties  op  de  marktimplementatie.  Een  voorbeeld  van  de  zulke  overheidsinbreng  is  het  stimuleren  van  sociale  bouwmaatschappijen  en  projectontwikkelaars  om  ook  gedistribueerde  technologieën  gepast  aan  te  wenden. 

116 

Tenslotte wordt deze informatie vertaald in concrete adviezen voor het beleid: 

6.1 

Algemeen advies 

De gemaakte analyse is een eerste stap geweest naar een visie over de toekomstige  energiedistributienetten  in  Vlaanderen,  bedoeld  om  het  beleid  van  de  Vlaamse  overheden  te  sturen.  Deze  evolutie  zal  geleidelijk  aan  plaatsvinden,  met  sommige  technologieën en business modellen die nu reeds mogelijk zijn, tot scenario’s die pas  over  enige  jaren  gerealiseerd  kunnen  worden.  Verderop  zullen  enkele  concrete  beleidsadviezen geformuleerd worden die zowel technisch, economisch als juridisch  van aard zijn.  De  distributienetbedrijven  (DNB’s)  zijn  structureel  net  hervormd  met  de  volledige  implementatie van de vrije energiemarkt. De ontbundeling is gans geïmplementeerd,  dus  met  onafhankelijk  bestuurde  bedrijven.  De  evolutie  was  ingrijpend  en  de  onafhankelijkheid  van  de  betrokken  partijen  dient  gerespecteerd  te  worden.  De  maatregelen  die  het  beleid  neemt  dienen  uiteraard  te  houden  aan  de  spelregels  zowel Europees als op de daaronder liggende niveau’s vastgelegd.  Er wordt dan ook geadviseerd om niet overhaast te werk gaan. Eerst moeten er een  aantal verlammende mistoestanden die op korte termijn evidente technologische en  organisatorische  evoluties  tegenhouden,  weggewerkt  worden.  In  parallel  dient  de  toekomstvisie  in  detail  uitgewerkt  te  worden  (cfr.  het  Europees  Technologie  Platform “SmartGrids” met eigen visietekst), vervolgens kunnen hierbij aansluitende  ingrijpender maatregelen komen.  Concreet zou dit moeten uitgewerkt worden door een door het beleid op te zetten  denktank  of  platform  met  experten  (producenten,  DNB's,  technologen,  juristen,  terreinontwikkelaars,  ...)  die  het  Vlaamse  gewest  zullen  voorbereiden  op  de  realisatie  van  het  toekomstig  energiedistributiesysteem.  Zij  dienen  de  tekortkomingen zijn op alle mogelijke vlakken technisch, juridisch, economisch, ... in  kaart te brengen.  Cruciaal  hierbij  is  dat  het  beleid  een  kader  moet  scheppen  waarbinnen  de  mogelijkheid wordt voorzien om proefprojecten (“pilots”) op te zetten die voorzien  in  een  volledige  toepassing  van  zulke  decentrale  energievoorziening  (elektriciteit,  gas,  transport)  en  intelligent  metering,  zo  mogelijk  met  laststuring.  Men  zou  door  bijvoorbeeld  een  representatieve  gemengde  residentiële  wijk  en  KMO‐zone  bij  de  ontwikkeling  of  conversie  daarvan,  de  kans  moeten  geven  om  los  van  de  huidige  reglementaire beperkingen en geoptimaliseerd voor onze regio deze technologieën  gezamenlijk en in realistische omstandigheden te testen. Ons land/regio loopt op dit  vlak  achteraan  in  de  rij  in  Europa  als  laatste  land  dat  nog  geen  dergelijke  proeftuin(en)  gerealiseerd  heeft.  Indien  deze  achterstand  niet  weggewerkt  wordt,  dan zal dit op termijn ernstige gevolgen hebben voor de ontwikkeling van de lokale  energievoorzieningen,  alsook  voor  het  wetenschappelijk  onderzoek  (dat  niet  meer  mee  zal  kunnen  in  internationale  projecten  en  netwerken)  en  het  bedrijfsleven. 

117 

Hierbij  dient  op  te  merken  dat  uit  verschillende  initiatieven  blijkt  dat  er  bij  deze  laatsten een groot ontwikkelings‐ en exportpotentieel aanwezig is. 

6.2 

Advies inzake technische­reglementaire beperkingen 

Uit  de  ontwikkelingsscenario’s  blijkt  dat  decentrale  energiebronnen  een  groot  potentieel hebben in de distributienetten indien ze op de juiste plaats en op gepaste  schaal, ondersteund door gepast IT‐technologie, bijv. voor het uitrollen van slimme  meters, ingezet worden.  Het  huidige  beleid  stimuleert  echter  vooral  de  enkelvoudige,  hoofdzakelijk  private  vermogende klanten die ten volle van steunmaatregelen zoals belastingsaftrek en/of  premies  kunnen  genieten.  Voorbeelden  zijn  de  exploderende  hoeveelheid  PV‐ installaties,  WKK‐installaties  voor  serres,  enz.  De  implementaties  zijn  dan  ook  ongecoördineerd  en  veroorzaken  dikwijls  ongewenste  neveneffecten  op  het  elektriciteitsnet, dewelke de voordelen, voor het milieu, maar ook financieel, dreigen  teniet  te  doen.  De  DNB’s  zijn  hiervan  het  eerste  slachtoffer,  maar  omwille  van  de  mechanismen  van  de  regulering  draagt  uiteindelijk  elke  netgebruiker  de  veroorzaakte kosten via de tarieven. Merk op dat deze laatste een federale materie  zijn,  wat  ongewenste  spanningen  met  de  regionale  beleidsmakers  kan  teweegbrengen  en  uiteindelijk  een  verlammende  werking  zal  hebben.  Een  bevoegdheidsherverdeling is dus bijgevolg te overwegen.  Op  korte  termijn  is  het  al  aan  te  raden  een  Kafka‐oefening  voor  de  installatie  van  DER  eenheden  te  maken.  De  regels  die  hiervoor  moeten  toegepast  worden  zijn  dikwijls onlogisch, onredelijk en niet van toepassing, bijv.:  •

•

• •

reglementering  die  bedoeld  is  voor  grote  industriële  installaties  wordt  op  kleine  huisinstallaties  (WKK)  toegepast,  bijv.  kleine  niet‐industriële  WKK’s,  kleine  windsystemen  die  duidelijk  anders  zijn  van  karakter  dan  multi‐MW  turbines, enz.;  systemen  in  gemeenschappelijke  eigendom,  bijv.  WKK  of  PV  in  gemeenschappelijke  eigendom  zoals  een appartementsgebouw,  zijn  volgens  een enge interpretatie in strijd met de vrije markt en de implementatie van  de  sociale  dienstverplichtingen  –  hiervoor  zou  een  “light”  gewestelijke  leveranciersvergunning gewenst zijn vermits de huidige enkel van toepassing  is op grote centrales;  sommige steunmaatregelen worden alleen gegeven via de personenbelasting  en  zijn  dus  onbereikbaar  voor  bep.  rechtspersonen,  scholen,  enz.  die  nochtans in hetzelfde soort gebouwen huizen;  er dient een kader te komen voor Energy Service Companies (ESCO), die de  link  moeten  vormen  tussen  de  kleinschalige  implementaties  van  de  nieuwe  technologieën en de (grootschalige) vrije markt voor energie en netdiensten.  Dit  kan  bijv.  door  aggregatie  van  de  eenheden  tot  virtuele  centrales  en  micronetten.  Eventueel  moet  het  mogelijk  worden  dat  de  DNB’s  het  recht  krijgen  ESCO  functies  uit  te  oefenen,  waarschijnlijk  als  niet  gereguleerde  activiteit;  118 

•

… 

Uiteraard  mogen  de  hieruit  volgende  beleidsmaatregelen  het  vrije  initiatief  en  de  marktregels  niet  schenden.  Eventueel  moet  overwogen  worden  de  DNB’s  een  beperkte hoeveelheid generatie te laten bezitten of beheren om bijv. de netverliezen  te dekken.  Er  dient  ook  benadrukt  te  worden  dat  het  beleid  dient  na  te  denken  over  de  gevolgen  van  de  verschuiving  in  de  energiemodus  bij  transport,  waarbij  de  milieuvriendelijke plug‐in voertuigen, volledig elektrisch of hybride, in een zeer snel  tempo  op  de  markt  komen.  Dit  heeft  gevolgen  voor  zowel  het  elektriciteitsnet  (trendbreuk  groei  elektrische  belastingen)  en  fiscaliteit  (daling  accijnsinkomsten;  andere aanpak bedrijfsvoertuigen). Bij een correcte aansturing van de herlading van  de  batterijen  kunnen  de  nadelige  effecten  voor  het  net  geminimaliseerd  worden.  Hiervoor is echter geen kader (wie stuurt dit aan? zijn er prijssignalen? mogen DNB’s  dit optimaliseren?) en het vereist een snelle implementatie van de technologie van  de slimme meters, anders dreigt er een ernstige rebound en door het ontlopen van  de  accijnsinkomsten,  een  scheeftrekking  van  het  mechanisme  van  de  socialisering  van de kosten voor bijv. de instandhouding van het wegennet. Deze mobiele lasten  moeten  uiteraard  ook  op  verschillende  plaatsen  kunnen  “tanken”  volgens  de  voor  hen toepasselijke marktvoorwaarden.  Inzake de aardgasnetwerken zal op korte termijn de omschakeling tussen de hoog‐  en  laagcalorische  gassen  onvermijdelijk  worden.  De  bijmenging  van  of  overstap  op  biogassen  of,  op  zeer  lange  termijn,  waterstof,  behoren  tot  de  mogelijkheden.  De  ethische  en  economische  discussie  aangaande  de  biobrandstoffen  staat  echter  los  van  het  beleid  inzake  de  netwerken  en  DNB’s  vermits  het  hier  een  primaire  brandstof betreft. 

6.3 

Juridisch­economisch advies 

Algemeen  is  het  niet  meer  dan  vanzelfsprekend  dat  DNB’s  hun  netcapaciteit  optimaal moeten kunnen benutten. Uit het bovenstaande blijkt dat zijn dit niet altijd  het  geval  is.  Slimme  meters  worden  hoe  dan  ook  onvermijdelijk  omwille  van  de  dynamica  van  de  lasten  en  de  bronnen,  een  noodzakelijk  diversificatie  van  de  tarieven,  ook  in  de  tijd,  en  de  opvolging  productie  nieuwe  energiebronnen  en  stuurbare lasten (implementatie certificaten, mobiele lasten). Het probleem van de  financiering en het opleiden van de mankracht om de ombouw van de installaties uit  te voeren mag niet geminimaliseerd worden door het beleid.  Algemeen dreigt er in de toekomst een ernstig personeelstekort op alle niveau’s, van  technici  tot  ingenieurs  en  dit  dreigt  het  energiesysteem  in  het  hart  te  raken.  Het  beleid  kan  hier  een  rol  spelen  met  bewustwordingscampagnes  gericht  op  de  jeugd  en omscholingsprogramma’s.  Ook  kan  de  soms  wat  artificiële  en  niet  altijd  op  technische  gronden  berustende  scheiding van transmissienetbeheerder en DNB’s voor problemen zorgen, vooral bij  119 

netuitbreidingen  op  de  grens  van  beider  capaciteit,  bijv.  bij  grote  WKK‐  of  windinstallaties:  hiertoe  is  een  open  dialoog  met  betrokkenen  nodig,  ook  regulatoren  op  federaal  en  regionaal  niveau.  Alleen  op  die  manier  kan  er  een  optimale  technische  oplossing  uitgewerkt  worden  die  een  minimale  kost  voor  initiatiefnemers en de gemeenschap teweeg brengt.  Concreet voor elektrische netten volgt uit de toekomstscenario’s verder de noodzaak  voor  een  reglementair  kader  voor  directe  lijnen  en  privénetwerken,  bijv.  voor  het  balanceren  verschillende  bronnen  in  micronetten.  Een  herzieningen  van  het  mechanisme  van  de  openbare  dienstverplichtingen  en  alternatieve  types  leveringsvergunningen dringen zich op, zoals reeds eerder vermeld. 

120 

 

Bibliografie  Amos W., “Costs of storing and transporting hydrogen”, U.S. Department of energy,  National Renewable Energy Laboratory, report nr. NREL/TP‐570‐25106,  November 1998.  BP.com, BP statistical review of world energy 2007,  http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6848&contentId=7033471 Clement K., Haesen E., Driesen J.: “The impact of uncontrolled and controlled  charging of plug‐in hybrid electric vehicles on the distribution grid,” EET‐2008 3rd  European Ele‐Drive Transportation Conference , Geneva, Switzerland, March 11‐13,  2008; 7 pages  Clement K., Haesen E., Driesen J.: “The impact of charging plug‐in hybrid electric  vehicles on the distribution grid”, Fourth IEEE Young Researchers Symposium in  Electrical Power Engineering, Eindhoven, The Netherlands, February 7‐8, 2008; 6  pages.  Cogen  Nederland,  WKK  in  Nederland:  Stand  van  zaken,  online  beschikbaar:  http://cms.cogen.nl, zoals geconsulteerd op 06/01/2009.  Commissie voor de Regulering van de Elekriciteit en het Gas (CREG), www.creg.be,  geraadpleegd november 2008  Commissie voor de Regulering van de Elekriciteit en het Gas (CREG),  “Indicatief plan  van bevoorrading in aardgas”, (F)040923‐CREG‐360, Brussel, 2004  Commission Energy 2030, “Belgium’s energy challenges towards 2030”,  commissioned by  Minister Marc Verwilghen, Brussel, 2007.  Delvaux,  B.,  “Vrijmaking  van  de  Belgische  elektriciteits‐  en  gasmarkt  –  Een  Gordiaanse knoop?” SEW 2007, afl. 2, p. 66‐78.    Deketelaere, K., De Cock, K., Deridder, L. en Verhoosel, G. , l.c., pp. 41‐54    Deridder, L., “Het Energiebeleid” in G. VAN HAEGENDOREN (ed.), De  bevoegdheidsverdeling in het federale België, Brugge, Die Keure, 2000, 82 p.  Deridder,  L.,  “Handboek  gas‐  en  elektriciteitsliberalisering”  Antwerpen,  Intersentia,  2003, p. 127‐201.  DG‐GRID, “Review of Innovative Network Concepts”, December 2006,  http://www.dg‐grid.org    121 

DG‐Grid, “Regulatory Review and International Comparison of EU‐15 Member  States”, januari 2007, http://www.dg‐grid.org    DG‐Grid, “Regulating Innovation & Innovating Regulation”, januari 2007,  http://www.dg‐grid.org    DTI, Ancillary Service Provision from Distributed Generation, 2004,  http://www.berr.gov.uk/files/file15163.pdf  Elia, www.elia.be, geraadpleegd november 2008  Energy Networks Association, “Engineering Recomendation G85: Innovation in  Electrical Distribution Networked Systems: A Good Practice Guide”, Issue 1, 2005,   http://www.energynetworks.org/spring/engineering/cms01/pdfs/070518_ENA_ER_ G85.pdf    ‐    http://www.fenix‐project.org/     European Commission, ”Hydrogen energy and fuel cells, a vision of our future”, EUR  20719 EN,  European Communities, Brussel, 2003.    EU Smart Grids platform “Vision and Strategy for European Electricity Networks of  the Future”, http://www.smartgrids.eu     Harrison, G., Piccolo, A., Siano, P., Wallace, A., “Exploring the Tradeoffs Between  Incentives for Distributed Generation Developers and DNOs”, IEEE Transactions on  Power Systems, Vol. 22,  No. 2, mei 2007, pp. 821‐828    Ivy J., “Summary of electrolytic hydrogen production”, Milestone completion report,  U.S.,  Department of energy, National Renewable Energy Laboratory, report  nr. NREL/MP‐560‐35948,  April 2004.    International Energy Association (IEA), “Prospects for CO2 capture and storage”,  International Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 2004.  Jamasb, T., Neuhoff, K., Newbery, D. and Pollitt, M., “Long‐Term Framework for  Electricity Distribution Access Charges”, november 2005, http://www.electricitypolicy.org.uk/pubs/wp/eprg0507.pdf  Jones, C. W.  and Webster, W., “EU Energy Law”, Second Edition, Leuven, Claeys &  Casteels, 2006, pp. 1‐4  Jörss, W, Joergensen, B., Joerb, W., Loeffler, P., Morthorst, P., Wehnert, T.,  Uyterlinde, M., van Sambeek, E. (2003) “Decentralised Power Generation in the  Liberalised EU Energy Markets: Results from the DECENT Research Project” Springer‐ Verlag Heidelberg New York, pp.259 

122 

Historischcentrumoverrijsel.nl, Inventaris van het archief van de gasfabriek,  http://www.historischcentrumoverijssel.nl/zwolle/inventarissen/gasfabriek/da006a. htm  HyNet, “Towards a European Hydrogen Energy Roadmap”, prepared by the HyNet  partners, www.hynet.info  Koninklijke Vereniging der Belgische Gasvaklieden (KVBG), 1877‐1977, Weissenbruch  n.v. (Drukker des Konings), Brussel, 1977  Koninklijke Vereniging der Belgische Gasvaklieden (KVBG), “Handboek van de  aardgas toepassingen”, Uitgeverij Demol Sint‐Genesius‐Rode, 1997  Koninklijke Vereniging der Belgische Gasvaklieden (KVBG), “Markante feiten 2000“,  Weissenbruch n.v., Brussel, 2000  Loix, T., Wijnhoven, T., Deconinck, G., Driesen, J. “Protection of Microgrids with a  High Penetration of Inverter‐Coupled Energy Sources“, aanvaard voor presentatie op  het IEEE PES‐Cigré Symposium on the Integration of Wide‐Scale Renewable  Resources into the Power Delivery System, Calgary, Canada, 29‐31 juli 2009    Lopes, J., Hatziargyriou, N., Mutale, J., Djapic, P. and Jenkins, N., “Integrating  distributed generation into electric power systems: A review of drivers, challenges  and opportunities”, Electric Power Systems Research,  juli 2007, Issue 9, Volume 77  Milieurapport Vlaanderen, “Productie van elektriciteit en warmte d.m.v.  warmtekrachtkoppeling (WKK)”, online beschikbaar: http://www.milieurapport.be  NaturalGas.org, History, http://www.naturalgas.org/overview/history.asp,  geraadpleegd november 2008  Ogden J., “Review of small stationary reformers for hydrogen production”, Princeton  University Center for energy and environmental studies, Report to the International  Energy Agency, March 2001  Ogden J., “Prospects for building a hydrogen energy infrastructure”, Annual Reviews  Energy Environ. 24:227‐229, Annual Reviews, 1999  Ofgem, “Regulatory Impact Assessment for Registered Power Zones and the  Innovation Funding Incentive”, maart 2004,  http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/PriceCntrls/DPCR4/Documents1/6596 ‐RPZ%20IFI%20RIA%20Final.pdf  Ofgem, “Innovation and Registered Power Zones: A discussion paper”, juli 2003,  http://www.ofgem.gov.uk/Networks/ElecDist/PriceCntrls/DPCR4/Documents1/4034 ‐Innovation%20and%20RPZ‐discussion_paper.pdf 

123 

Padro C., Putsche V., “Survey of the economics of hydrogen technologies”, U.S.  Department of energy, National Renewable Energy Laboratory, report nr. NREL/TP‐ 570‐27079, September 1999.  Peeters, E., Aernouts, K., Daems, T (2007) “WKK‐inventaris Vlaanderen – Stand van  zaken 2006, Cogen Vlaanderen”, VITO, online beschikbaar,  http://www.cogenvlaanderen.be  Platform Groene Brandstoffen, “30% vervanging fossiele grondstoffen in 2030”,  https://www.senternovem.nl/mmfiles/Brochure%2030%25%20vervanging%20fossie le%20grondstoffen%20in%202030%20‐%2021‐08‐2007_tcm24‐214541.pdf  Polman E.A., de Laat J.C., Crowther M. et al., “Reduction of CO2 emissions by adding  hydrogen to natural gas”, Gastec Technology BV, Report number PH4/24, Apeldoorn,  2003  Power Planning Associates Ltd., P2/6 Data Collection, februari 2004,  http://www.powerplanning.com/pdfs/dataP26.pdf    Risoe, “Active networks as a tool to integrate large amounts of distributed  generation”, http://www.risoe.dk   S. Logghe, B. Van Herbruggen, and B. Van Zeebroeck, “Emissions of road traffic in  Belgium, transport & mobility leuven”, Tremove, January 2006  Synergid, C10/11 “Specifieke technische aansluitingsvoorschriften voor  gedecentraliseerde productie‐installaties die in parallel werken met het  distributienet”, juni 2006, http://www.synergrid.be/Media/C10‐11NL2006_06.pdf  Vanden  Borre,  T.,  “De  federale  ombudsdienst  voor  elektriciteit  en  gas:  naar  een  nieuw artikel 27”, in T. Vanden Borre(ed.), l.c., p. 144.   Vanderoost T., Vannoppen G., “Ontwerp van een roadmap voor de omschakeling van  een aardgaseconomie naar een waterstofeconomie: productie, transport, stockage,  eindconversie en veiligheidsaspecten van waterstof”, Master’s Thesis, K.U. Leuven,  Department of Applied Thermodynamics and Energy Conversion, TME/2003‐ 2004/04‐EE‐06, juni 2004  Vlaamse  Reguleringsinstantie  voor  de  elektriciteits‐  en  gasmarkt  (VREG),  www.vreg.be, geraadpleegd november 2008 

124 

Appendix 1 – Bevoegdheid over productie van energie  In het kader van deze analyse dient te worden vermeld dat de productie van energie  op basis van de BWHI wegens haar technische en economische ondeelbaarheid een  gelijke  behandeling  dient  te  verkrijgen  en  bijgevolg  als  een  federale  bevoegdheid  dient te worden beschouwd. Hierbij kan men de vraag stellen wat precies onder de  productie  van  energie  moet  worden  verstaan.  Enige  indicatie  hieromtrent  kan  worden afgeleid uit de voorbereidende werken van de BWHI.   Deze voorbereidende werken stellen dat onder de productie van energie onder meer  raffinaderijen en de elektriciteitscentrales worden verstaan.127 Noteer dat het begrip  elektriciteitscentrales  ook  vatbaar  is  voor  discussie  aangezien  bepaalde  rechtsleer  van  oordeel  is  dat  een  elektriciteitscentrale  die  elektriciteit  opwekt  als  een  nevenactiviteit  bij  een  ander  productieproces  niet  onder  de  federale  bevoegdheid  valt.  Deze  rechtsleer  stelt  dat  het  louter  op  bijkomstige  wijze  voortbrengen  van  energie niet onder het toepassingsgebied van het begrip productie van energie zoals  het wordt vermeld in de BWHI valt en hierdoor tot de gewestelijke bevoegdheid zou  behoren.128 Deze visie wordt door de auteur niet bijgetreden.   Een  andere  vraag  die  men  in  dit  kader  kan  stellen  is  in  welke  mate  het  begrip  productie van energie alle vormen van energieproductie omvat en in het bijzonder,  wordt de federale bevoegdheid in verband met de productie van energie al dan niet  beperkt  door  de  gewestelijke  bevoegdheden  in  het  energiebeleid.  De  hierboven  vermelde rechtsleer is alvast van oordeel dat deze federale bevoegdheid inzake de  productie  van  energie  wordt  beperkt  door  de  aan  de  gewesten  toegewezen  bevoegdheden  inzake:  (a)  de  nieuwe  (lees  hernieuwbare)  energiebronnen  met  uitzondering van deze die verband houden met de kernenergie; (b) de terugwinning  van  energie  door  de  nijverheid  en  andere  gebruikers  en  (c)  het  rationeel  energiegebruik.129   Volgens de auteur is het onduidelijk of een rechtscollege deze visie zonder meer zal  volgen. De gewesten zijn op grond van artikel 6, §1, VII van de BWHI bevoegd voor  de  gewestelijke  aspecten  van  het  energiebeleid  waaronder  de  hierboven  vermelde  toegewezen  bevoegdheden  inzake  energiebeleid,  maar  de  federale  overheid  blijft  bevoegd  voor  de  aangelegenheden  die  wegens  hun  technische  en  economische  ondeelbaarheid een gelijke behandeling behoeven op nationaal vlak, waaronder de  productie van energie.130 Bijgevolg is de federale overheid bevoegd om een juridisch  kader uit te werken inzake de productie van energie. Hieraan werd gevolg door de  afkondiging  van  het  koninklijk  besluit  van  11  oktober  2000  betreffende  de                                                          127

 Parl. St. Kamer, 1987‐88, nr. 516/6, p. 145.    L. DERIDDER, “Het Energiebeleid” in G. VAN HAEGENDOREN (ed.), l.c., p. 49‐51.   129  Ibid., p. 49 en 50.    130   R.v.St.  nr.  41.638/3,  6  december  2006  in  het  voorstel  van  decreet  houdende  wijziging  van  het  aardgasdecreet van 6 juli 2001, wat de uitbreiding van de dekkingsgraad van het aardgasdistributienet  betreft, Parl. St. Vl. R. 2005‐06, nr. 477/7, p. 7.   128

125 

toekenning  van  individuele  vergunningen  voor  de  bouw  van  installaties  voor  de  productie van elektriciteit.131  Opdat de gewesten alsnog zich bevoegd zouden willen zijn inzake de productie van  energie, zal volgens de auteur beroep moeten worden gedaan op artikel 10 van de  BWHI  of  de  zgn.  impliciete  bevoegdheden.  Op  grond  van  dit  artikel  kunnen  de  decreten rechtsbepalingen bevatten in aangelegenheden waarvoor de parlementen  niet bevoegd zijn, voor zover deze bepalingen noodzakelijk zijn voor de uitoefening  van  hun  bevoegdheid.  Indien  men  beroep  wil  doen  op  dit  artikel  10  van  de  BWHI  dient op basis van de rechtspraak van het Grondwettelijk Hof te worden aangetoond  dat de regeling noodzakelijk kan worden geacht voor de uitoefening van een eigen  bevoegdheid,  dat  de  aangelegenheid  zicht  leent  tot  een  gedifferentieerde  regeling  en  dat  de  weerslag  van  de  betrokken  bepalingen  op  de  federale  bevoegdheid  marginaal is.132 

                                                        131

 B.S. 1 november 2000 en zie de bespreking van de subtitel (b) Decentrale energievoorziening op  federaal niveau.   132  Grondwettelijk Hof, nr. 87/2006, 24 mei 2007.  

126 

Appendix  2  –  Relevante  omschrijvingen  en  rubrieken  op  basis  van  bijlage  1  van  VLAREM  I  om  te  bepalen  welke  klasse  van  toepassing is naargelang de decentrale productie­installatie.  Rubriek  12. 

Omschrijving en Subrubrieken 

Klasse

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  kingen nator  verslag

Elektriciteit 

[12.1.]  Elektriciteitsproductie  niet in rubrieken 20.1.5, 20.1.6 en  43.2 bedoelde inrichtingen voor  elektriciteitsproductie, uitgezonderd  de aspecten die betrekking hebben  op de kernbrandstofcyclus, met een  geïnstalleerd totaal elektrisch  vermogen van:   De inrichtingen voor  elektriciteitsproductie, vallend onder     de toepassing van rubriek 15.5 en  rubriek 19.8, zijn niet ingedeeld in  onderhavige rubriek 12.1.   De in deze rubriek vermelde  gebieden betreffen de gebieden  zoals bepaald door de  stedenbouwkundige voorschriften  van een goedgekeurd plan van  aanleg, een ruimtelijk  uitvoeringsplan of een behoorlijk  vergunde, niet vervallen  verkavelingsvergunning. 1° 100 kW tot en met 300 kW,  wanneer de inrichting behoort bij  een noodgroep en volledig is gelegen  in een industriegebied 

3 

  

  

  

  

2°  a) meer dan 300 kW tot en met  10.000 kW, wanneer de inrichting  behoort bij een noodgroep en  volledig is gelegen in een  industriegebied 

2 

T 

  

  

  

1 

M,T 

A 

P 

J 

b) 100 kW tot en met 10.000 kW,  in de andere dan de sub a)  bedoelde gevallen  3° meer dan 10.000 kW 

127 

  Bemer‐  kingen 

Rubriek  Omschrijving en Subrubrieken  Klasse 20. 

Industriële inrichtingen die  behoren tot de volgende  categorieën, vallend onder de  toepassing van de EG‐richtlijn  84/360/EEG van 28 juni 1984  betreffende de bestrijding van  door industriële inrichtingen     veroorzaakte  luchtverontreiniging (de in deze  rubriek genoemde drempels  hebben betrekking op  productiecapaciteit).  

20.1. 

Energie‐industrie (zie ook  rubriek 6) 

20.1.1.  Cokesfabriek 

1 

E,G,M,X,[Yk]

Coördi‐  jaar‐ Audit  nator  verslag

A 

P 

J,[R] 

  Rubriek 

Omschrijving en Subrubrieken 

Klasse

20. 

Industriële inrichtingen die behoren  tot de volgende categorieën, vallend  onder de toepassing van de EG‐ richtlijn 84/360/EEG van 28 juni 1984  betreffende de bestrijding van door  industriële inrichtingen veroorzaakte  luchtverontreiniging (de in deze     rubriek genoemde drempels hebben  betrekking op productiecapaciteit).  

20.1. 

Energie‐industrie (zie ook rubriek 6) 

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  verslag kingen nator 

20.1.5.  Installaties voor de productie van  hydro‐elektrische energie met een  elektrisch vermogen van :  1° 300 kW tot en met 500 kW 

3 

  

  

  

  

2° meer dan 500 kW tot en met  5.000 kW 

2 

  

  

  

  

3° meer dan 5.000 kW 

1 

E 

B 

  

  

  128 

Rubriek 

Omschrijving en Subrubrieken 

Klasse

20. 

Industriële inrichtingen die behoren  tot de volgende categorieën, vallend  onder de toepassing van de EG‐ richtlijn 84/360/EEG van 28 juni 1984  betreffende de bestrijding van door  industriële inrichtingen veroorzaakte  luchtverontreiniging (de in deze  rubriek genoemde drempels hebben     betrekking op productiecapaciteit).  

20.1. 

Energie‐industrie (zie ook rubriek 6) 

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  kingen nator  verslag

20.1.6.  Installaties voor het opwekken van  elektriciteit door middel van  windenergie:  1° met een elektrisch vermogen van :    a) 300 kW tot en met 500 kW 

3 

  

  

  

  

2 

  

  

  

  

   c) meer dan 5 000 kW 

1 

E 

B 

  

  

2° Indien de activiteit betrekking  heeft:  

1 

E 

B 

  

  

  

b) meer dan 500 kW tot en met 5  000 kW 

• •

op 20 windturbines of meer,  of   op 4 windturbines of meer,  die een aanzienlijke invloed  hebben of kunnen hebben op  een bijzonder beschermd  gebied  

    Rubriek  31. 

Omschrijving en Subrubrieken 

Klasse

Motoren (machines) met inwendige  verbranding     (Voor machines met  elektriciteitsproductie, voor het  gedeelte elektriciteitsproductie : zie 

129 

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  kingen nator  verslag

rubriek 12.1.)  [31.1.]  Vast opgestelde motoren met een  totaal nominaal vermogen van:   Opm: De motoren, vallend onder de  toepassing van rubriek 15.5 en  rubriek 19.8, zijn niet ingedeeld in  onderhavige rubriek.   De in deze rubriek vermelde  gebieden betreffen de gebieden  zoals bepaald door de steden‐ bouwkundige voorschriften van een  goedgekeurd plan van aanleg, een  ruimtelijk uitvoeringsplan of een  behoorlijk vergunde, niet vervallen  verkavelingsvergunning. 1°  a)  10 kW tot en met 300 kW,  wanneer de de inrichting  volledig is gelegen in een  industriegebied  

3 

  

  

  

  

2°  a)  meer dan 300 kW tot en met  2  500 kW wanneer de inrichting  volledig is gelegen in een  industriegebied  

T 

N 

  

  

b)  10 kW tot en met 100 kW,  wanneer de inrichting volledig  of gedeeltelijk is gelegen in  een gebied ander dan  industriegebied 

b)  meer dan 100 kW tot en met  500 kW, wanneer de inrichting  volledig of gedeeltelijk is  gelegen in een gebied ander  dan industriegebied  3°  meer dan 500 kW 

1 

T 

N 

  

  

4°  Turbines met een hoeveelheid  vrijkomende warmte van meer  dan 50 MW  

1 

M,X 

B 

P 

J,[R] 

Er kan overlapping zijn met sub  3°.     130 

Rubriek  43. 

Omschrijving 

Klasse

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  kingen nator  verslag

Verbrandingsinrichtingen  Verbrandingsinrichtingen waarin  afvalstoffen worden verwerkt of  worden verbrand zijn uitsluitend  ingedeeld in rubriek 2.3.4. Indien  afvalstoffen worden gebruikt als  hulp‐ of toevoegbrandstof zijn zowel     de rubrieken 2.3.4. als 43. van  toepassing 

43.2. 

Rubriek  43. 

Verbrandingsinrichtingen met  elektriciteitsproductie (thermische  centrales), met inbegrip van het  ombouwen ervan op een andere  brandstof, met een totaal  warmtevermogen van:  1° 300 kW tot en met 5.000 kW 

2 

  

  

  

  

2° meer dan 5.000 kW 

1 

M 

B 

P 

J 

Omschrijving 

Klasse

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  verslag kingen nator 

Verbrandingsinrichtingen  Verbrandingsinrichtingen waarin  afvalstoffen worden verwerkt of  worden verbrand zijn uitsluitend     ingedeeld in rubriek 2.3.4. Indien  afvalstoffen worden gebruikt als  hulp‐ of toevoegbrandstof zijn zowel  de rubrieken 2.3.4. als 43. van  toepassing 

43.3. 

Stookinstallaties met een  hoeveelheid vrijkomende warmte  van meer dan 50 MW  Er kan overlapping zijn met de  rubrieken 43.1 en 43.2. 

   

131 

1 

M,X 

B 

P 

J,[R] 

Rubriek  53. 

Omschrijving 

Klasse

Bemer‐ Coördi‐  jaar‐ Audit  kingen nator  verslag

Winning van grondwater  (De hierna vermelde debieten  betreffen de totale capaciteit van alle  grondwaterwinningen die samen met  andere inrichtingen als een geheel  moet worden beschouwd  overeenkomstig de definitie van  milieutechnische eenheid, bedoeld in  artikel 1.1.2 van titel II van het  VLAREM)   Uitzondering:   De hierna vermelde inrichtingen zijn  niet ingedeeld:   a. een grondwaterwinning     waaruit het water uitsluitend  met een handpomp wordt  opgepompt   b. een grondwaterwinning van  minder dan 500 m3 per jaar  waarvan het water uitsluitend  voor huishoudelijke  doeleinden wordt gebruikt  

53.6. 

Boren van  grondwaterwinningsputten en  grondwaterwinning die gebruikt  wordt voor koude‐warmtepompen,  met inbegrip van terugpompingen,  met een opgepompt debiet van :  1° minder dan 30.000 m3/jaar  3

2° ten minste 30.000 m /jaar   

132 

2 

W 

N 

  

  

1 

W 

N 

  

  

Appendix 3 – Fotovoltaïsche systemen  State of the art  Op  vlak  van  materialen  voor  fotovoltaïsche  cellen  zijn  de  voornaamste  spelers  multicristallijn  Si  (46.5%  van  de  geproduceerde  cellen),  monocristallijn  Si  (43.4%),  amorf  Si  (4.7%)  en  CdTe  (2.7%).  Er  wordt  getracht  de  efficiëntie  van  de  cellen  te  verhogen  en  de  benodigde  dikte  te  reduceren,  zodat  ook  de  kostprijs  van  het  systeem verlaagd wordt. Multicristallijn Si‐cellen hebben een gemiddelde efficiëntie  van  14‐15%,  terwijl  dit  voor  monocristallijn  Si‐cellen  16‐17%  is.  De  labo‐ piekefficiëntie voor multicristallijn Si‐cellen is 18%, terwijl dit voor monocristallijn Si‐ cellen 24% bedraagt. De typische waferdikte voor het produceren van zonnecellen is  nu 0,18 mm, terwijl dit in 2003 nog 0,32 mm was. Dunne filmcellen hebben een veel  lagere  kostprijs  dan  Si‐gebaseerde  cellen,  maar  de  materialen  hebben  tot  nog  toe  ook een lagere efficiëntie: voor amorf Si is dit gemiddeld 6‐7% en voor CdTe 8‐10%.  Een  fotovoltaïsche  cel  genereert  een  gelijkspanning,  die  met  een  vermogen‐ elektronische  wisselrichter  of  inverter  omgezet  moet  worden  naar  een  wissel‐ spanning  met  spanningsamplitude  en  –frequentie  gelijk  aan  deze  van  het  net  waarmee men het koppelt.  Op dit vlak zijn er de voorbije jaren enkele belangrijke  trends merkbaar, namelijk:  •

•

•

het streven naar een zeer hoge efficiëntie. De meest performante omvormers  voor fotovoltaïsche systemen halen een piekrendement van meer dan 98% en  een Europese efficiëntie van 97.7 %. De Europese efficiëntie houdt rekening  met het verloop van het rendement over het vermogenbereik van de inverter  en  de  intensiteit  van  de  invallende  zonnestralen  (in  Europa).  Vooral  bij  deellast  was  de  inverterefficiëntie  in  het  verleden  een  stuk  lager  dan  de  piekefficiëntie, maar op dit vlak is veel vooruitgang geboekt  Het  streven  naar  een  langere  levensduur.  Hiertoe  wordt  de  benuttiging  van  de  verschillende  componenten  geoptimaliseerd.  Verwacht  dat  op  korte  termijn  een  levensduur  van  30  tot  40  jaar  kan  worden  behaald,  nu  is  dit  eerder 25 tot 30 jaar.   De  opkomst  van  driefasige  inverters,  daar  waar  in  het  verleden  vooral  eenfasige exemplaren werden gebruikt.  

Verschillende cellen worden gecombineerd in een module en in die vorm opgesteld.  Typische  modulerendementen  zijn  13‐15%  voor  monocristallijn  Si,  12‐14%  voor  multicristallijn Si, 6‐7% voor amorf Si en 8‐10% voor CdTe. Typische waarden voor de  oppervlakte nodig voor de generatie van 1 kWp elektrisch vermogen zijn 7 m2 voor  monocristallijn  Si,  8  m2  voor  multicristallijn  Si,  15  m2  voor  amorf  Si  en  11  m2  voor  CdTe.      Wereldwijd  bedroeg  de  totale  geïnstalleerde  capaciteit  eind  2006  6.634  MWp.  De  landen  met  het  grootste  aandeel  aan  fotovoltaïsche  systemen  zijn  Duitsland  (1,15  GWp),  Japan  (289,9  MWp)  en  de  Verenigde  Staten  (120  MWp).        De  jaarlijkse  stijging  van  de  totale  geïnstalleerde  capaciteit  op  wereldniveau  is  momenteel ongeveer 30% per jaar. 

133 

 

Cellen 

Modules 

Inverters 

Connectie 

2010 

Productieprijs tot 0.62 €/W  Rendement CS tot 20%, DFC tot 15%  Gemiddelde Si‐consumptie per cel tot 7.5  g/Wp 

Rendement CS tot 16%, DFC tot 12% 

Inverters met klein bereik aan  ingangsspanning (hogere efficiëntie)?  Betere compatibiliteit met DFC 

Invoeren aantrekkelijke feed‐in tarieven  voor fotovoltaïsche systemen in heel  Europa 

2015 

Grotere beschikbaarheid Si  Geen gebruik van zware metalen  DFC: nieuwe tandemstructuren, minder  materiaal en grotere oppervlakte  p‐Si: < 5 g/Wp, dikte < 150 μm 

Energieterugverdientijd van 1.5 jaar naar  0.5 jaar  Antidiefstal‐beveiliging  Rendement met concentrator tot 30%  Modules zonder Al kader 

Werking als actief filter  Regeling van reactief vermogen  Aandacht voor eenvoudige  uitbreidbaarheid, modulariteit 

Fotovoltaïsche ramen  Totale systeemprijs = 2,5 €/Wp (excl.  BTW)  Harmonisatie van afmetingen en  levensduur van componenten  Multifunctionele netkoppeling 

2020 

Productieprijs tot 0.47 €/W  Rendement DFC tot 18%, OZC tot 10%, CC  tot 50%  p‐Si: < 3 g/Wp, dikte < 120 μm  DFC: nieuwe substraten en betere  depositietechnieken 

Levensduur modules tot 30 jaar (J)  Rendement CS tot 19%, DFC tot 14%  Prijs per module < 1 €/Wp  Integratie van elektronica in de modules 

Inverters geschikt voor eilandbedrijf  Aandacht voor recyclage (ook bij cellen  en modules)  Meer transformatorloze uitvoeringen 

Capaciteit wereldwijd tot 205 GWp (276  TWh)  Totale systeemprijs = 2 €/Wp (excl. BTW)  Europese regelgeving voor netaansluiting 

2025 

Doorbraak DS & ODF cellen  p‐Si: < 2 g/Wp, dikte < 100 μm 

Rendement CS tot 20%, DFC tot 15% 

Afstemmen levensduur inverters op deze  van de modules (30‐40 jaar) 

Capaciteit wereldwijd tot 433 GWp (589  TWh)  Fotovoltaïsche verf  Regelsysteem voor deelname aan  balanceren productie en verbruik 

Rendement CS tot 22%, DFC tot 18%  Levensduur 40 jaar 

 

Prijs per module < 0.5 €/Wp  Rendement met concentrator tot 40 % 

 

2030  2030 + 

Productieprijs tot 0.31 €/W  Rendement CS tot 25%, DFC tot 20%  Gemiddelde Si‐consumptie per cel tot 1  g/Wp  Productie van Si‐wafers enkel  rechtstreeks uit de vloeistoffase  Technologie voor het omvormen van het  lichtspectrum  Geavanceerde anorganische DFC  Cellen met nanotechnologie 

Actieve rol in regeling van spanning en  frequentie in net  Productieprijs tot 0.05 €/kWh  Verplichte integratie in alle gebouwen  Totale systeemprijs < 1 €/Wp (excl. BTW) 

Afkortingen: CS (cristallijn Si), DFC (dunnefilmcel), CC (concentratorcel), DS (dye-sensitized), ODF (organische dunnefilmcel), OZC (organische zonnecel)

134 

Relevantie voor Vlaanderen  Fotovoltaïsche  systemen  hebben  als  energiebron  zeker  goede  vooruitzichten  in  België. In 2006 werd er ongeveer 1,2 MWp aan nieuwe capaciteit geïnstalleerd, om  de  totale  capaciteit  op  4,2  MWp  te  brengen.  In  2005  werd  bijvoorbeeld  met  een  capaciteit  van  3  MWp  aan  fotovoltaïsche  systemen  een  energie  van  2,25  GWh  geproduceerd. Gezien de voorspelde prijsdaling voor fotovoltaïsche systemen in de  toekomst  en  de  gunstige  subsidies  voor  groene  stroomproductie  in  Vlaanderen  wordt een verdere expansie van het aandeel aan fotovoltaïsche systemen verwacht.  In Vlaanderen is de waarde van een groene stroomcertificaat 45 €ct/kWh voor een  periode  van  20  jaar  en  systemen  onder  10  kW  mogen  een  enige  energiemeter  hebben,  waardoor  eigen  productie  leidt  tot  een  rechtstreekse  reductie  van  de  elektriciteitsfactuur  voor  de  klant  (dit  komt  op  ongeveer  15  €ct/kWh,  evenwel  zonder  garantie  dat  dit  in  de  toekomst  nog  zo  zal  zijn).  De  kennis  en  industriële  capaciteit voor een verdere uitbouw zijn in Vlaanderen zonder twijfel aanwezig.  Referenties  [1] The Photovoltaic Technology Research Advisory Council (PV‐TRAC) of the European  Commission, A Vision for Photovoltaic Technology, 2005, 48 p., online beschikbaar:  http://ec.europa.eu/research/energy/nn/nn_rt/nn_rt_pv/article_1265_en.htm.  [2] The Institute of Applied Energy (IAE), Strategic Technology Roadmap in Energy Field  – Energy Technology Vision 2100, 17/04/2006, 14 p., online beschikbaar:  http://www.iae.or.jp/2100.html.  [3] European Photovoltaic Industry Association (EPIA), Solar Generation IV – Solar  Electricity for Over One Billion People and Two Million Jobs by 2020, september  2007, 64 p., online beschikbaar: http://www.epia.org.  [4] Joint Research Centre – Renewable Energies Unit of the European Commission, PV  Status Report 2006 – Research, Solar Cell Production and Market Implementation of  Photovoltaics, augustus 2006, 121 p., online beschikbaar:  re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/doc/report/PV_Status_Report_2006.pdf.  [5] Joint Research Centre: Renewable Energies Unit of the European Commission,  PVNET Roadmap for Research and Development for Photovoltaics, 2004, 54 p.,  online beschikbaar: http://paris.fe.uni‐lj.si/pvnet.  [6] New Energy and Industrial Technology Development Organization (NEDO), Overview  of PV Roadmap Toward 2030, juni 2004, 13 p., online beschikbaar: www.nedo.go.jp.  [7] Andreas Schlumberger, Storm and Stress – Market Survey in Inverters 2007, Photon  International, april 2007, p. 138‐167.  [8] Photovoltaic Technology Platform, A strategic research agenda for photovoltaic solar  energy technology, 76 p., 2007, online beschikbaar: http://www.eupvplatform.org.  [9] Ralf Köpke, A Lot Will Happen Here, Photon International, maart 2007, p. 20‐33. 

135 

Appendix 4 – Grootschalige windproductie  State of the art   De  commerciële  en  technologische  ontwikkelingen  op  het  vlak  van  grote  windturbines  zijn  nauw  gerelateerd  aan  de  turbinegrootte.  Beginnende  van  10  m  diameter (typisch voor 22 kW tot 35 kW geïnstalleerd vermogen) midden jaren ‘70,  zijn  wind  turbines  gegroeid  tot  diameters  van  80  meter  of  meer  (met  multi‐MW  geïnstalleerd vermogen). Door technologische ontwikkeling zijn bovendien variable‐ pitch (in tegenstelling tot vaste rotorbladen), directe aandrijvingen (in tegenstelling  tot  klassieke  aandrijftreinen  met  tandwielkasten),  variabele‐toerentalssystemen,  vermogen  elektronische  koppelingen,  betere  materialen  en  een  betere  verhouding  gewicht tot geïnstalleerd vermogen standaardtechnologie geworden.  Een  brede  variatie  in  verschillende  schikkingen  van  rotorlagers  was  geprobeerd  binnen  de  context  van  de    gebruikelijke  aandrijving.  Dit  zowel  met  tandwielkasten  met  veelvoudige  stadia  en  een  hogesnelheidsgenerator.  Hoe  dan  ook,  met  de  toename in schaalgrootte van de turbine, is er een verhoogde interesse gekomen in  systemen  die  het  totale  gewicht  en  de  kost  verminderen.  De  algemene  trend  naar  meer  geïntegreerde  systemen  betekent  dat  lagerontwerpen  hoogst  interactief  zijn  geworden met het volledige systeem.   Innoverende  aandrijfsystemen  en  direct‐drive  (geen  tandwielkast)  of  hybride  systemen  met  beperkte  transmissie  zijn  prominent  in  veel  nieuwe  ontwerpen.  Ontwerptrends  gaan  nu  grotendeels naar  PMG‐systemen  (Permanent  Magnet  Generator)  en  de  uitdaging  is  om  betere  bekwaamheid  en  betrouwbaarheid  te  verkrijgen  bij  een  direct‐drive  systeem  zonder  extra  kosten  of  gewicht.  Het  is  opmerkelijk dat die trend naar PMG‐technologie veel ruimer gaat dan in de context  van  enkel  direct  drive.  De  PMG  is  gepositioneerd  in  de  toren  om  rotor  gewicht  te  compenseren en geeft de nacelle haar kenmerkend vorm.  DFIG  (double  fed  induction  generator)  is  overheersend  geweest  en  dit  zal  waarschijnlijk  ook  zo  blijven  voor  enige  tijd  in  markten  van  grote  omvang  markten  zoals Azië, maar het is tegenwoordig uitgedaagd door strengere netvereisten, hogere  rendementen bij PMG‐technologie en de ontwikkeling van vermogenomzetters.  Typische wind turbine karakteristieken:   Wind turbine karakteristieken Normaal vermogen (MW) Rotor diameter (m) Specifiek normaal vermogen (W/m2) Capaciteit factor (=last factor)* (%) Vollast equivalent* (h) Specifiek jaarlijks energie output** (kWh/m2 jaar) Technische beschikbaarheid*** (%)

; Typisch waarde <0,850 – 6,0>; 3,0 <58-130>; 90 <300 – 500>; 470 <18 – 40> <1800 – 4000> <600 – 1500> <95-99>, 97,5

136 

* zeer afhankelijk van gemiddelde plaatselijke windsnelheid and fitten van specifieke  vermogen en gemiddelde plaatselijke windsnelheid  **  genormaliseerd  tot  rotor  oppervlak,  afhankelijk  van  gemiddelde  plaatselijke  windsnelheid  ***  waarden  zijn  geldig  onshore,  inclusief  geplande  onderbrekingen  voor  normaal  onderhoud 

 

Fig. 1 De grootte van windturbines bij marktintroductie (EWEA) 

    Fig.  2  Aandeel  windenergie  in  Europese  electriciteitsconsumptie  tussen  2005‐2030  (EWEA)

137 

   

Fig. 3 Targets gesteld door European Wind Energy Association (EWEA)

Relevantie voor Vlaanderen  Als onderdeel van het Vlaams Klimaatplan wordt daarom in het Elektriciteitsdecreet  bepaald  dat  de  elektriciteitsleveranciers  tegen  2010,  6%  van  de  totale  leveringen  dienen  te  betrekken  via  de  toepassing  van  hernieuwbare  energiebronnen.  Het  Elektriciteitsdecreet voorziet hiertoe een systeem van groenestroomcertificaten. Om  een  langetermijnperspectief  en  investeringszekerheid  te  bieden  was  in  2006  de  doelstelling tot 2020 worden vastgelegd.  De 6% doelstelling vooropgesteld door het Regeerakkoord en de Europese Richtlijn  ter  bevordering  van  de  elektriciteitsproductie  uit  hernieuwbare  energiebronnen,  komt naar verwachting overeen met de productie van 3.500 GWh groene stroom per  jaar tegen 2010. Door de gedeeltelijke vrijstelling van de opgelegde doelstelling voor  groenestroomcertificaten  voor  grootverbruikers  en  het  niet  in  aanmerking  nemen  van  de  netverliezen  en  van  het  eigen  verbruik  van  de  elektriciteitssector,  komt  de  certificatendoelstelling  zoals  deze  in  het  Elektriciteitsdecreet  staat  ingeschreven,  neer op ongeveer 2.600 GWh in 2010.  Naast  biomassa,  waterkracht  en  zonne‐energie  kan  men  uitgaande  van  de  verschillende  potentiëlen  ramen  dat  windenergie,  hierin  naar  schatting  minimaal  900  GWh  substantieel  zou  kunnen  bijdragen.  Dit  stemt  overeen  met  de  opstelling  van  een  bijkomend  vermogen  aan  windturbines  van  450  MW  in  de  periode  van  2005‐2010.  

138 

Een  deel  van  de  locaties  nodig  om  deze  doelstelling  te  behalen,  is  echter  reeds  opgenomen  in  ruimtelijke  uitvoeringsplannen  of  geplande  projecten  in  vooral  zeehavengebieden en grootschalige bedrijventerreinen.  Referenties  [1] European Wind Energy Association (EWEA), ‘Prioritising Wind Energy Research.  Strategic Research Agenda of the Wind Energy sector’, Juli 2005, 60 p., online  beschikbaar:  http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/reports /SRA_final.pdf.  [2] Global Wind Energy Council (GWEC), ‘Windforce 12. A blueprint to achieve 12% of  the world’s electricity from wind power by 2020’, Juni 2005, 52 p., online  beschikbaar: http://www.gwec.net/fileadmin/documents/Publications/wf12‐ 2005.pdf.  [3] International Energy Agency (IEA), ‘Renewables for power generation. Status &  Prospects’, 2003, 194 p., online beschikbaar:  http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2000/renewpower_2003.pdf.  [4] European Wind Energy Association (EWEA), ‘Large Scale Integration of Wind Energy  in the European Power Supply: Analysis, Issues and Recommendations’, Dec. 2005,  172 p., onlinke beschikbaar:  http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/grid/05 1215_Grid_report.pdf.  [5] Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits‐ en Gasmarkt (VREG), ‘Productie‐ installaties in Vlaanderen waarvoor groenestroomcertificaten worden toegekend’,  Maart 2007, online beschikbaar:  http://www.vreg.be/vreg/documenten/Statistieken/19497.pdf.  [6] Omzendrief: EME/2006/01‐ RO/2006/02 van de Ministerie van Ruimtelijke Ordening  en Ministerie van Openbare Werken, Energie, Leefmilieu en Natuur,  ‘Afwegingskader en randvoorwaarden voor de implanting van windturbines’, Mei  2006, online beschikbaar:  http://www2.vlaanderen.be/ned/sites/economie/energiesparen/doc/wind_omzend brief.pdf. 

139 

Appendix 5 – Kleinschalige windproductie  Windenergie is in feite een speciale vorm van zonne‐energie. Door de zonnestraling  wordt lucht verwarmd en daardoor komen er gebieden met verschillende luchtdruk  tot  stand.  Er  ontstaat  stroming  van  hoge  drukgebieden  naar  lagere  drukgebieden.  Deze  stromingen  bevatten  kinetische  energie.  Met  behulp  van  windturbines  kan  deze  energie  omgezet  worden  via  mechanische  naar  elektrische  energie.  De  totale  hoeveelheid  windenergie  die  voorhanden  is,  is  een  veelvoud  van  wat  de  mens  op  aarde aan energie verbruikt/kan verbruiken.  State of the art  Tot op heden werd windenergie vrijwel alleen door grote windturbines gebruikt die  in  grote  open  oppervlakten  werden  geplaatst.  In  meer  stedelijke  gebieden  is  het  echter  ook  mogelijk  om  de  wind  nuttig  aan  te  wenden.  Zo  kunnen  kleine  windturbines in stedelijke gebieden geplaatst worden, bijvoorbeeld op het dak van  een gebouw.  De  hoeveelheid  overgebrachte  energie  is  evenredig  met  de  derde  macht  van  de  windsnelheid. Het verband van de windsnelheid in functie van de hoogte waar zich  de windturbine bevindt, wordt bepaald door de ruwheid van het terrein (meer van  belang  in  stedelijke  omgeving).  De  belangrijkste  aandachtspunten  bij  windenergie  geplaatst  op  gebouwen  zijn  turbulenties,  trillingen,  flicker,  lawaai,  windsnelheden  beïnvloed door de stedelijke omgeving, vergunningen.   Tot  nu  toe  zijn  er  weinig  kwalitatieve  studies  verricht  naar  kleine  windturbines.  Hierin  wou  het  WINEUR  onderzoek,  Wind  Energy  Integration  in  the  Urban  Environment,  verandering  brengen.  Dit  onderzoek  is  ondersteund  door  het  Intelligent  Energy  programma  van  de  EU.  Enkele  van  de  hoofddoelen  van  het  WINEUR project zijn de voorwaarden achterhalen die nodig zijn om de integratie van  kleine windturbines in de stedelijke omgeving te bevorderen, het promoten van het  opkomen  van  deze  technologie  als  reële  optie  voor  elektriciteitsvoorziening  in  kleinere en grote steden, het bewustmaken van gemeentelijke autoriteiten e.d. Het  WINEUR  project  vermeldt  dat  de  UK,  Nederland  en  Japan  behoren  tot  de  meest  geavanceerde  landen  in  de  wereld  op  gebied  van  ontwikkeling  van  stedelijke  windturbines en op het dak geplaatste installaties.  Technische uitdagingen  Twee  zaken  karakteriseren  het  stedelijk  wind  regime  –  lagere  gemiddelde  windsnelheden  in  vergelijking  met  het  platteland  en  meer  turbulente  stroming.  De  lagere  gemiddelde  windsnelheden  worden  veroorzaakt  door  ruwe  oneffen  grond,  waardoor de windsnelheid toeneemt met de hoogte. De turbulente stroming is het  gevolg van de interactie van de wind met de gebouwen. Turbulente stroming zorgt  op  twee  manieren  voor  uitdagingen:  snelle  veranderende  wind  richtingen  en  de  snelle trilling van turbine bladen. De opties zijn om een toestel te vinden dat goed  omkan  met  turbulentie of  om  de  plaats  met  de  minste  turbulentie  te vinden  in  de  140 

stedelijke  omgeving.  De  toppen  van  een  gebouw  kunnen  hier  soms  aan  voldoen,  soms ook parken of grote speelpleinen bij scholen.  Een  lage  cut‐in  snelheid  kan  een  opmerkelijk  verschil  maken  voor  jaarlijkse  energieopbrengst voor jaarlijkse gemiddelde windsnelheden ≤ 4 m/s, en een cruciaal  verschil voor ≤ 2 m/s. Er zouden veel plaatsen in de stedelijke windomgeving zijn met  zo’n lage gemiddelde jaarlijkse windsnelheden.  Overzicht voor‐ en nadelen van verschillende windturbines  Er is een discussie aan de gan gwelke soorten turbines meest geschikt zijn voor de  windomgeving, welke meest geschikt zijn voor in gebouwgeïntegreerde constructies  wanneer  dit  voordelen  zou  opleveren.  De  voor‐  en  nadelen  van  de  belangrijkste  types windturbines is samengevat in tabel 1.   

Horizontale as  windturbine (HAWT) 

Voordelen 

1. Efficiënt 

Vertikale as  windturbine met lift  principe (Lift VAWTs) 

2. veel gebruikt 

1. Redelijk  efficiënt 

3. Meest  economisch 

2. onbelangrijk  windrichting 

4. Veel  producten  beschikbaar 

3. minder  gevoelig  aan  turbulentie  dan  een  HAWT 

Vertikale as  windturbine met  drag principe (Drag  VAWTs)  1. stil  2. betrouwbaar  en robuust  3. onbelangrijk  windrichting  4. kan  voordelen  uit  turbulente  stroming  halen  5. creëert  minder  trillingen 

Nadelen 

1. kan  niet  goed  om  met  frequent  veranderende  windrichting 

1. meer gevoelig  aan  turbulentie  dan  drag  VAWT 

2. kan  niet  goed  om  met  trillingen  Tabel 1 Voor en nadelen van HAWTs, Lift VAWTs & Drag VAWTs 

141 

1. niet efficiënt  2. vergelijkend  minder  economisch 

Een  niet  aangepaste  windturbine  met  horizontale  as  zal  goed  werken  wanneer  de  luchtstroom minder turbulent is, op de top van hoe gebouwen of bij open plaatsen,  maar in meer turbulente gebieden is het nodig om de horizontale as turbines meer  anders vast te maken om met de trillingen van de bladen overweg te kunnen. Echter,  dit  zal  het  gewicht  en  de  kost  van  de  turbine  laten  toenemen.  Hoewel  dit  niet  het  probleem oplost om hen snel genoeg te kunnen laten oriënteren om alle energie uit  de wind te halen wanneer de windrichting geneigd is om snel te veranderen.  Kleine windturbines kunnen ook ingedeeld worden afhankelijk van de grootte van de  rotor.  Turbines  met  een  diameter  kleiner  dan  1,25  m,  meestal  gebruik  voor  afgelegen  locaties  of  boten,  produceren  in  normale  omstandigheden  te  weinig  vermogen  om  een  huishoudelijke  elektriciteitsrekening  te  laten  zakken.  Turbines  hoger dan 1,5 m kunnen de rekening wel reduceren. VAWTs zijn geschikt om samen  te groeperen.  Model en fabrikant  D400 (Eclectic Energy)  Windsave  Swift (Renewable Devices)  Proven WT2500  Proven WT6000 

Nominaal vermogen, kW  0,4  1  1,5  2,5  6 

Tabel 2  Enkele  Turbines  op  de  markt  die  geschikt  zijn  voor  bevestiging  op  een  gebouw 

Relevantie voor Vlaanderen  Momenteel  zijn  kleine  windturbines  nog  niet  in  echte  alomtegenwoordig  in  Vlaanderen. Veel heeft te maken met vergunningsproblemen. Particulieren die een  kleine  windmolen  willen  oprichten,  krijgen  in  Vlaanderen  geen  vergunning.  Deze  problemen komen ook vaak aan bod in de media, waarmee opgepast moet worden  om  geen  spiraaleffect  te  creëren:  geïnteresseerden  haken  af.  Ruimtelijke  ordening  gaat blijkbaar behoedzaam om met de aanvragen.  Windmolens  worden  echter  nog  altijd  beschouwd  als  industriële  opwekking  van  elektriciteit. Dat is dus een industriële activiteit, en die mogen niet in een woonzone,  en volgens de nieuwe bepalingen, in principe zelfs niet op minder dan 100m van de  grens met een woon‐, recreatie‐ of natuurzone. Vanzelfsprekend is dit een enorme  barrière voor de “urban turbines”. Bij moderne turbines is er ook aandacht voor het  visueel aspect, zodat dit minder een obstakel hoeft te zijn.  Als bedrijven al vergunningen krijgen dan moeten ze heel sterk rekening houden met  bouwvergunningen. Het ventilatiebedrijf Renson in Waregem heeft bijvoorbeeld drie  turbines  van  Fortis  Wind  Energy  op  zijn  dak.  Die  leveren  tien  procent  van  de  elektriciteit  voor  het  kantoor  waar  een  zeventigtal  mensen  werkt.  Om  binnen  de  opgelegde  bouwhoogte  te  vallen,  moesten  de  turbines  lager  geplaatst worden  dan  gepland,  waardoor  hun  rendement  eigenlijk  te  klein  is.  In  Vlaanderen  zijn  hooguit  142 

een  tiental  dergelijke  turbines  echt  in  gebruik,  zo  blijkt  uit  cijfers  van  de  Vlaamse  Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits‐ en Gasmarkt (VREG).  Voor  particuliere  zonnepanelen  zijn  er  daarentegen  duidelijke  regels,  onder  bepaalde  voorwaarden  zijn  ze  vrijgesteld  van  een  bouwaanvraag.  Subsidies  zoals  voor  de  aanschaf  van  zonnepanelen  zijn  er  voor  de  kleine  windturbines  niet.  Wel  krijgen eigenaars per 1.000 kWh een groenestroomcertificaat, dat vandaag ongeveer  110 euro waard is. Het is belangrijk om een duidelijk reglementair kader op te stellen  waarbij akoestiek, maximale dimensionering relatief ten opzichte van de massa van  het  gebouw  en  de  oppervlakte  van  het  terrein  behandeld  worden,  op  zo’n  manier  dat de administratieve procedures vereenvoudigd worden en niet tegenwerken.  In het dichtbebouwde Vlaanderen is de toekomst van kleine windenergie misschien  te  zoeken  in  minder  opvallende  modellen,  die  tegen  muren  kunnen  geïnstalleerd  worden, of bestaan die uit draaiende rotorbladen in een koker. Veel van dergelijke  modellen  zijn  nog  experimenteel  en  nog  niet  geoptimaliseerd  voor  een  maximaal  rendement.  Het  is  interessant  om  ook  onderzoek  uit  te  voeren  naar  kleinschalige  windmolens in combinatie met zonnepanelen, waar een zeker complementariteit in  de productieprofielen lijkt te bestaan.   Er  is  tevens  nood  aan  een  testcentrum  voor  kleine  windmolens  die  de  technische  data gegeven door de fabrikanten test en onafhankelijk verifieert. Dit is voornamelijk  het  geval  met  data  zoals  vermogencurves.  Zo  voorspellen  bepaalde  turbines  hoger  vermogen in functie van windsnelheid omdat zij alleen theoretisch zo zijn afgeleid en  op minder relevante data zijn gebaseerd. Kleine windturbine fabrikanten zouden de  performantie  nogal  snel  overschatten  of  steunen  op  oncorrecte  windsnelheid  data  voor de locaties.  Belangrijke aandachtspunten:  ƒ

ƒ

ƒ

ƒ

Vergunningsprobleem voor plaatsen turbine  o Architecturale integratie  o Veiligheid  o Milieu‐impact  o Visuele impact  o Vergunning moet eenvoudig zijn en niet tegenwerkend.  Opstellen reglementair kader:  o Akoestiek,  maximale  dimensionering  relatief  ten  opzichte  van  de  massa van het gebouw en de oppervlakte van het terrein  Communicatie en ontwikkeling van de markt  o Opstellen controle datasheets van fabrikanten  o Nog onderzoek laten gebeuren  ƒ Speciale turbines geoptimaliseerd voor maximaal rendement  ƒ Hybride  systemen:  kleine  windturbines  in  combinatie  met  zonnepanelen  ƒ Aanpak turbulenties, trillingen, flicker, lawaai, windsnelheden  Subsidies: behouden, zelfs uitbreiden (cfr. PV installaties)?  143 

ƒ

Er zijn genoeg geïnteresseerden, laat hun interesse niet afkoelen => Dit kan  door een duidelijk reglementair kader en subsidies 

Referenties  • • • • • • • • • • •

Small wind turbines for the urban environment: State of the art, case studies and  economic analysis, http://www.urbanwind.org   http://www.urban‐ wind.org/pdf/EWEC2006_full_paper_Urban_Wind_in_the_UK.pdf  Urban Wind Resource Assessment in the UK: An introduction to wind resource  assessment in the urban environment, European Commission, Wineur Deliverable  5.1 February 2007  Results from the WINEUR project and examples of urban small wind installations,  http://www.urban‐ wind.org/ECUWN/pdf/S_Davidson_WINEUR_Microgen_conference_Apr07.pdf  Zo werkt dat – de techniek van vandaag, Winkler Prins redactie, 90‐274‐7907‐0  http://windturbine‐analysis.com/  http://www.techniques‐ingenieur.fr  http://hmf.enseeiht.fr/travaux/CD0304/optsee/bei/1/html/java.htm  http://www.agripress.be/start/artikel/164287/nl  Renson wint energie met windmolens,  http://www.nieuwsblad.be/Article/Detail.aspx?articleID=nbra23122003_018  www.vreg.be 

 

144 

Appendix 6 – Microturbines  Gasturbines  maken  gebruik  van  de  verbranding  van  (fossiele)  brandstoffen  in  de  verbrandingskamer om de interne energie van het werkfluïdum (lucht) te verhogen.  Deze  warmte  wordt  door  de  turbine  omgezet  in  mechanische  energie  die  de  compressor  en  de  generator  aandrijft.  De  generator  zet  de  mechanische  energie  afkomstig  van  de  turbine  om  in  elektrische  energie.  Omwille  van  de  hoge  toerentallen  waarmee  de  turbine  en  generator  ronddraaien  is  er  een  vermogenelektronische  tussenkring  voorzien  die  de  geproduceerde  elektriciteit  omzet  naar  een  spanningsamplitude  en  frequentie  die  conform  zijn  met  het  distributienet. Als men het heeft over microturbines, bedoelt men meestal turbines  met een vermogen van 20 kW tot en met 250 kW. Gasturbines met een vermogen  tussen 250 kW en enkele MW worden eerder beschouwd als “kleine gasturbines” en  verschillen  ook  qua  ontwerp  met  de  echte  microturbines.  Deze  komen  echter  zeer  zelden  voor.  Microturbines  hebben  een  lage  elektrische  efficiëntie  en  worden  daarom  meestal  ingezet  als  warmtekrachtkoppeling  om  de  restwarmte  afkomstig  van de gasturbine te recupereren en zo alsnog een mooi rendement te halen.  Voor‐ en nadelen bij het gebruik van microturbines  Het  voordeel  van  een  gasturbine  is  dat  ze  relatief  compact  en  licht  is  voor  een  bepaald vermogen. Bovendien voeren alle belangrijke onderdelen van de gasturbine  slechts een roterende beweging uit en geen heen‐ en weergaande beweging, zoals in  verbrandingsmotoren,  waardoor  de  mechanische  levensduur  toeneemt  en  de  onderhoudskosten  beperkt  zijn.  Een  brede  variëteit  aan  brandstoffen  kan  gebruikt  worden  doordat  de  verbranding  plaatsvindt  met  een  overdaad  aan  lucht  (6  tot  8  keer  de  stochiometrische  verhouding).  Meestal  wordt  aardgas  gebruikt,  maar  men  kan  ook  vloeibare  brandstoffen  gebruiken  en  biobrandstoffen,  zoals  biogas,  diesel,  kerosine, methanol en LPG. Verder heeft de gasturbine geen koelkring nodig, zoals  de waterkoeling bij dieselgeneratoren. De continue verbranding zorgt ervoor dat er  minder  schadelijke  uitstoot  is  dan  bij  verbrandingsmotoren.  Terwijl  de uitstoot  van  stikstofoxiden  bij  een  dieselmotor  in  het  bereik  100‐200  ppm  valt,  bedraagt  dit  bij  een gasturbine ongeveer 25 ppm. Ook de CO‐uitstoot en uitstoot van onverbrande  koolwaterstoffen ligt lager dan bij dieselmotoren.   Een groot nadeel is echter dat de CO2‐uitstoot hoger is, omdat het rendement lager  is.  Terwijl  diesel‐  en  gasmotoren  in  de  vermogen  klasse  van  20  tot  250  kW  een  efficiëntie halen van 40 % en meer bij vollast, bedraagt deze typisch minder dan 30 %  voor  microgasturbines.  Om  een  grotere  efficiëntie  te  halen,  zijn  hogere  temperaturen  vereist,  wat  echter  niet  meer  mogelijk  is  met  de  huidige  legeringen.  Een  ander  nadeel  is  de  hoge  investeringskost  door  de  relatief  beperkte  productie,  waardoor deze oploopt tot 1700‐1900 €/kWelek.   Ook qua ontwerp verschillen microturbines van de grotere turbines (enkele MW tot  honderd  MW  en  meer).  De  grotere  turbines  zijn  axiale  machines  opgebouwd  uit  meertraps‐compressoren  en  ‐turbines,  waardoor  de  compressieverhoudingen  kan  oplopen  tot  30:1  en  waarbij  temperaturen  tot  1650  °C  en  meer  optreden.  145 

Microturbines  zijn  radiale  machines  opgebouwd  uit  een  eenvoudige  centrifugale  compressor en eentraps‐ turbine, waarbij de compressieverhoudingen beperkt blijft,  gaande van 3:1 tot 7:1 en waarbij de temperatuur niet boven de 950 °C zal stijgen  omwille van het turbinemateriaal.  State of the art  De  bekendste  producenten  voor  microturbines  zijn  Capstone,  Elliott,  Bowman,  Turbec en Ingersoll‐Rand. De Zweedse fabrikant Turbec is de marktleider in Europa  gevolgd door Bowman Power Systems. Terwijl Capstone op de wereldmarkt de leider  is met een aandeel van 85%, is het aandeel van hen binnen de EU beperkt.  Omwille  van de lage elektrische efficiëntie bieden de meeste fabrikanten de microturbine aan  als warmtekrachtkoppeling. De huidige trend is de microturbine aan te bieden als tri‐ generatie eenheid. Door de microturbine te koppelen aan een absorptiekoeler, kan  men de restwarmte ook gebruiken om een koelcircuit te voorzien van koud water,  zodat  de  microturbine  kan  gecombineerd  worden  met  airconditioning.  Zo  biedt  Elliott  een  lithium‐bromide  absorptiekoel‐  en  verwarmingsmachine  aan  die  ofwel  gekoeld water van 7 °C ofwel verwarmd water van 55 °C kan leveren.    Micro turbine

Pelektrisch

Capstone C30

30 kW 400/480 VAC 50/60 Hz

Niet van 26 % Niet toepas-sing van toepas -sing

Capstone C65

65 kW 400/480 VAC 50/60 Hz

120 kW

29 % 82 %

2,12 * 0,77 * 1,97

Elliott TA100CHP

100 kW 400/480 VAC 50/60 Hz 80 kW 400/480 VAC 50/60 Hz 100 kW 400/480 VAC 50/60 Hz

172 kW

29 % 75 %

3,25 * 0,85 * 2,25

150 kW

25 % 74 %

-

420 kW

13 % 86 %

3,1 * 0,88 * 1,92

155 kW

30 % 77 %

2,77 * 0,9 * 1,81

2250 kg (netgekoppeld en eilandwerking) (1)

Bowman TG80CG(2) Turbec T100-CHP

Pthermisch

ηelek

ηelek +therm

Afmetingen (L*B*H) [m] 1,97 * 0,77 * 1,54

Gewicht 405 kg (netgekoppeld) 578 kg (netgekoppeld en eilandwerking)(1) 758 kg (netgekoppeld) 1121 kg (netgekoppeld en eilandwerking) (1) 1860 kg (netgekoppeld en eilandwerking) (1)

Tabel 1 Overzicht van de belangrijkste producenten van microgasturbines en hun producten. 

146 

  Micro turbine

Pelektrisch

Pthermisch

ηelek

ηelek

IngersollRand MT70CHP IngersollRand MT250CHP

70 kW 480 VAC 60 Hz

Niet gegeven

Niet gege -ven

250 kW 400/480 VAC 50/60 Hz

Niet gegeven

29 % 75 %

+therm

Niet gegev en

Afmetingen (L*B*H) [m] 2,22 * 1,09 * 1,81

Gewicht 2130 kg

3,35 * 2,17 5440 kg * 2,28

Tabel 1 Overzicht  van  de  belangrijkste  producenten  van  microgasturbines  en  hun  producten. (vervolg) 

 (1) Deze machines zijn voorzien van een startbatterij en andere aanpassingen zodat  de microturbine ook in eilandbedrijf kan werken. De afwijkingen op de frequentie en  spanning  worden  dan  wel  aanzienlijk  groter  bij  plotse  laststappen:  Zo  staat  de  Ingersoll‐Rand  MT250  een  frequentieafwijking  tot  5  Hz    en  een  spanningsafwijking  van  +/‐ 10%  toe gedurende 5 s bij lastwissels.  (2) De TG80CG is voorzien van een bypassklep op de regulator zodat een kleiner deel  van de restwarmte gerecupereerd wordt door de recuperator en een groter deel van  de  restwarmte  naar  de  warmtewisselaar  van  de  warmtekrachtkoppeling  gaat.  Het  elektrisch rendement daalt hierdoor aanzienlijk, maar de totale efficiëntie stijgt.        Opbouw van de microturbine  In Fig.  1 kan men de typische opbouw van een microturbine aanschouwen, van links  naar rechts aanschouwt men:  • • • • •

De  generator:  Deze  wordt  aangedreven  door  de  turbine  en  zet  de  mechanische energie van de turbine om in elektrische energie.   De  compressor:  Deze  comprimeert  de  inlaatlucht  en  stuwt  ze  naar  de  verbrandingskamer.  De  verbrandingskamer:  Hier  wordt  de  brandstof  verbrandt,  waardoor  de  interne energie van het werkfluïdum (lucht) verhoogd wordt.  De turbine wordt aangedreven door het hete brandstof‐luchtmengsel uit de  verbrandingskamer en drijft op zijn beurt de compressor en generator aan.  De  recuperator:  een  warmtewisselaar  die  de  energie  (warmte),  aanwezig  in  de  uitlaatgassen  gedeeltelijk  recupereert  door  de  lucht  in  de  verbrandingskamer voor te verwarmen.  

147 

  Fig.  1   Doorsnede van een microturbine 

Typisch  bestaat  de  compressor  en  de  turbine  van  een  microturbine  slechts  uit  een  enkele  trap,  waardoor  deze  microturbines  meer  verwantschap  vertonen  met  de  turbocompressor  gemonteerd  op  dieselmotoren  dan  met  de  gecompliceerde  gasturbines die gebruikt worden in STEG‐centrales. Omwille van het lage elektrische  rendement,  wordt  de  microturbine  meestal  ingezet  als  warmtekrachtkoppeling.  Daarom  is  op  Fig.    1  ook  de  warmtewisselaar  9  aanwezig  die  gebruikt  wordt  om  water op te warmen voor verwarmingstoepassingen.  De turbine van een microgasturbine draait typisch rond aan een snelheid van 50.000  tot  100.000  tpm.  De  generator  die  wordt  aangedreven  door  deze  turbine  draait  meestal  rond  aan  dezelfde  hoge  snelheid  waardoor  een  versnellingsbak  vermeden  wordt en de generator zeer compact is. Vermits het hier in de meeste gevallen een  vierpolige  synchrone  generator  betreft,  is  de  frequentie  veel  te  hoog  om  een  rechtstreekse netkoppeling toe te laten. Daarom wordt een vermogenelektronische  tussenkring  voorzien  (Fig.  2)  die  de  generatorspanning  gelijkricht  en  vervolgens  omzet  naar  een  spanning  en  frequentie  die  in  overeenstemming  zijn  met  het  net.  Een  bijkomend  voordeel  is  dat  een  startbatterij  kan  aangesloten  worden  op  de  gelijkspanningstussenkring, waardoor de microturbine kan opgestart worden tijdens  een netuitval.  

  Fig. 2   Vermogenelektronische omvormer van de microturbinegenerator.  

148 

Roadmap  Zoals op Fig. 3 te zien is, bestaat de roadmap voor microturbines de komende jaren  uit de volgende punten:  • • •

•

• •

Het  gebruik  van  luchtlagers  of  magnetische  lagers  in  plaats  van  de  huidige  olielagers zorgt voor een hogere efficiëntie en voor minder onderhoud.  Verbetering van de efficiëntie van de recuperator door het gebruik van roestvrij  staal  en  andere  materialen.  Hierdoor  zou  de  efficiëntie  van  de  recuperator  moeten stijgen van de huidige 85 % naar ongeveer 90 % en na 2010 zelfs meer .  Het gebruik van keramische materialen voor de turbine. De huidige state‐of‐the‐ art microturbines maken gebruik van nikkellegeringen, wat de temperatuur in de  turbine beperkt tot 950 °C. Onderzoek wordt verricht naar turbines die gemaakt  zijn van keramische materialen zoals siliciumnitride (Si3N4) versterkt met 5 tot 20  %  siliciumcarbide  (SiC)  en  siliciumnitride  versterkt  met  vezels.  Deze  vezels  kunnen  gefabriceerd  worden  uit  koolstof  (C),  siliciumcarbide  (SiC)  of  titaniumboride  (TiB).  Hierdoor  zou  de  temperatuur  van  de  verbranding  kunnen  oplopen  tot  1200  °C  en  zelfs  tot  ongeveer  1400  °C  voor  de  vezelversterkte  siliciumnitride, waardoor de efficiëntie tot meer dan 40 % kan stijgen.  Door het gebruik van betere modellen voor de compressor en turbine, zou hun  aërodynamische  efficiëntie  moeten  verbeteren.  Nu  bedragen  deze  typisch  een  kleine  80  %  voor  de  compressor  en  ongeveer  85  %  voor  de  turbine.  Ook  de  efficiëntie van de verbrandingskamer kan nog verbeterd worden.  Door het gebruik van nog geavanceerdere keramische matrix composieten voor  de  turbine  zou  de  temperatuur  van  de  verbranding  na  2010  kunnen  stijgen  tot  boven 1500 °C, waardoor de efficiëntie kan stijgen tot 45 % en meer.  Op  lange  termijn  kan  een  combinatie  van  efficiëntere  lagers,  turbines,  compressoren, verbrandingskamer en recuperator zorgen voor een efficiëntie die  ongeveer 50 % bedraagt tegen 2020.  

 

149 

  Fig. 3   Roadmap voor microturbines 

  Referenties  [1] Dieter Bohn, Micro Gas Turbine and Fuel Cell – A Hybrid Energy Conversion System  with High Potential, Institute of Steam and Gas Turbines ‐ Aachen University,  December 2005  [2] Biomass Technology Group, Microgasturbine Factsheet  [3]  Bowman Power,  http://www.energysolutionscenter.org/DistGen/AppGuide/Manf/Bowman.html,  laatst bezocht 24/10/2007  [4] Capstone Turbine Corporation, http://www.capstoneturbine.com, laatst bezocht  24/10/2007  [5] Elliott Microturbines, http://www.elliottmicroturbines.com, laatst bezocht  24/10/2007  [6] Ingersoll‐Rand Industrial Technologies,  http://energy.ingersollrand.com/index_en.aspx, laatst bezocht 24/10/2007  [7] Turbec, http://www.newenco.co.uk/spec.html, laatst bezocht 24/10/2007 

 

150 

Appendix 7 – Waterkracht  Waterkrachtcentrales  of  hydraulische  centrales  zijn  elektriciteitscentrales  die  stromend of neerstortend water gebruiken om een turbine in beweging te brengen.  Ze bevinden zich op stromen en rivieren, met al dan niet een kunstmatige dam. Het  verval en het debiet van de stroom zijn bepalend voor de werking. Het gebruik van  waterkracht brengt geen directe vervuiling met zich mee en geen directe gevaarlijke  afvalproducten  zoals  CO2.  Daarom  worden  waterkrachtcentrales  gezien  als  opwekker van in principe groene energie. Deze vorm van energieconversie heeft wel  een  grote  impact  op  de  omgeving,  bijv.  door  het  aanleggen  van  stuwmeren,  en de  grootschalige projecten worden daarom niet steeds tot de hernieuwbare energieën  gerekend.  In  Zuid‐Amerika  komt  driekwart  van  de  elektriciteit  van  waterkrachtcentrales.  Ook  Noorwegen  is  voor  haar  elektriciteitsproductie  sterk  afhankelijk van waterkrachtcentrales. 99% van de totaal geproduceerde elektriciteit  wordt  er  verkregen  door  middel  van  waterkracht.  Deze  centrales  zijn  vooral  in  het  noorden  gelegen.  In  België  wordt  er  ongeveer  1,84%  van  de  elektriciteit  in  2005  opgewekt door waterkracht.   De definitie van een klein waterkrachtproject varieert maar een algemene capaciteit  tot  10  MW  wordt  meestal  aanvaard  als  de  hoogste  limiet  om  nog  te  spreken  van  kleine  waterkrachtcentrale.  Kleine  waterkrachtcentrales  kunnen  verder  nog  onderverdeeld  worden  in  miniwaterkracht,  meestal  gedefinieerd  als  minder  dan  1  MW  en  micro  waterkracht  die  minder  is  dan  100  kW.  Microwaterkracht  wordt  meestal  gebruikt  voor  kleinere  families  of  kleine  bedrijven.  Kleine  waterkrachtcentrales  kunnen  indien  gewenst  aangesloten  worden  met  het  traditionele  elektriciteitsnetwerk.  Kleine  waterkrachtcentrales  hebben  gewoonlijk  kleine reservoirs en constructiewerk, zodat ze relatief weinig milieu‐impact hebben  in vergelijking met grotere hydrocentrales.   De  meeste  systemen  hebben  gestandaardiseerde  turbines  en  generatoren  in  de  grootteorde  van  200kW  tot  10  MW.  Dikwijls  worden  synchrone  generatoren  gebruikt bij geïsoleerde opstelling, kleine hydraulische centrales die verbonden zijn  met  het  distributienet  maken  soms  gebruik  van  inductiegeneratoren.  Kleine  hydroprojecten  hebben  gewoonlijk  weinig  milieu‐impact  en  licentieprocedures,  en  hun uitrusting is gewoonlijk in serie productie, eenvoud gestandaardiseerd materiaal  terug te vinden. De constructie kan heel van een hydraulische centrale kan heel snel  gebeuren. Ze zijn dan ook erg populair in ontwikkelingsprojecten.  

151 

    Fig  1    Schets  opstelling  hydraulische  centrale  (A  ‐  reservoir,  B  ‐  krachtcentrale,  C  ‐  turbine, D ‐   generator, E ‐ inlaat, F ‐ leiding, G ‐ hoogspanningskabels, H – rivier) 

Relevantie voor Vlaanderen   De  vzw  TSAP  heeft  midden  1996  de  inventarisatie  van  het  waterkrachtpotentieel  voor  Vlaanderen,  inclusief  Brussel,  beëindigd.  Enerzijds  zijn  klassieke  molensites  bestudeerd  waar  zich  waterkracht  installaties  bevinden.  Anderzijds  werden  bestaande  stuwen  bestudeerd  waar,  op  twee  uitzondering  na,  geen  waterkracht  installaties  aanwezig  zijn,  maar  waar  de  mogelijkheid  tot  exploitatie  bestaat.  Het  potentieel beschikbaar vermogen van beide categorieën wordt respectievelijk op 4,2  MW en 10,8 MW geschat.   Alhoewel de meeste watermolens in Vlaanderen al lang buiten gebruik zijn, blijven  de  molengebouwen  meestal  nog  goed  bewaard.  Twee  derden  zijn  in  zeer  goede  bouwkundige  staat.  Meer  dan  de  helft  zijn  beschermd.  Bij  41  watermolens  is  de  waterloop  verlegd  of  verdwenen.  Slechts  met  min  of  meer  grote  infrastructuurwerken  zou  men  deze  molens  weer  water  kunnen  geven.  Het  totaal  vermogen voor Vlaanderen is 4,2 MW.   Deze  inventarisatie  betreft  het  potentieel  aan  kleine  waterkracht.  Daarnaast  is  er  theoretisch nog de mogelijkheid tot een grote waterkrachtcentrale van ongeveer 10  MW  op  de  Maas  in  de  omgeving  van  Maaseik  als  daar  een  stuw  zou  worden  gebouwd.  Er  bestaat  ook  de  mogelijkheid  tot  installeren  van  een  getijdencentrale  van ongeveer 3,4 MW op de spuikom van Oostende.    

152 

    Fig. 2   Hydraulische  centrales  op  de  Maas  http://www.kviv75jaar.be/energie/pdf/5‐  liberalisering‐DeFoer.pdf) 

(Bron: 

Referenties  [1] Renewable Energy Policy Network for the 21st Century (REN21), ‘Renewables.  Global Status Report. 2006 Update’. Available online at:  http://www.ren21.net/globalstatusreport/download/RE_GSR_2006_Update.pdf.   [2] ODE Vlaanderen. Organisatie voor Duurzame Energie. Website: http://www.ode.be  [3] Ministerie van de Vlaamse Gemeenschap. Afdeling Natuurlijke Rijkdommen en  Energie. ‘Kleine Waterkracht’. Available online at:  http://www2.vlaanderen.be/ned/sites/economie/energiesparen/doc/brochure_kle ine_waterkracht.pdf  [4] http:// ec.europa.eu/eurostat  [5] http://www.kviv75jaar.be/energie/pdf/5‐liberalisering‐DeFoer.pdf  [6] http://www.electrabel.be/corporate/aboutelectrabel/documents/mmv_environme ntalreport_nl.pdf 

 

153 

Appendix 8 – Brandstofcellen  Werkingsprincipe   De  allereerste  brandstofcel  dateert  reeds  van  het  jaar  1839.  Ze  werd  per  toeval  ontdekt  toen  Sir  William  Grove  vaststelde  dat  het  elektrolyseproces,  dat  hij  bestudeerde,  ook  in  omgekeerde  richting  opging  en  dat  dit  gepaard  ging  met  de  productie  van  elektriciteit  en  water  [1].  De  werking  van  een  brandstofcel  is  principieel  zeer  eenvoudig:  tussen  twee  elektroden  bevindt  zich  een  ionengeleidende elektrolyt. Waterstof wordt langsheen de anode gestuurd, zuurstof  langsheen  de  kathode.  Aan  de  anode  treedt  een  chemische  reactie  op,  waarbij  elektronen en ionen geproduceerd worden. Deze elektronen bewegen zich langs een  uitwendig  circuit  naar  de  kathode  en  drijven  ondertussen  een  belasting  aan.  De  ionen migreren doorheen de elektrolyt eveneens naar de kathode, waar samen met  de elektronen en zuurstof een nieuwe chemische reactie optreedt en water gevormd  wordt [2]. Dit werkingsprincipe wordt hieronder voorgesteld in figuur 1. 

Belasting e

H2O 

H2O Positief ion of 

Negatief ion 

H2 

½ O2

Oxidans 

Brandsto

Anod

 

Elektroly

Kathod

Fig. 1  Schematische voorstelling van een bandstofcel 

  Een  brandstofcel  converteert  dus  continu  chemische  naar  elektrische  energie,  waarbij tevens warmte en water gegenereerd worden. Het grote verschil met andere  vormen van energieopwekking bestaat uit het feit dat een brandstofcel geen gebruik  maakt van een thermodynamische cyclus, waardoor het rendement niet gelimiteerd  154 

wordt  door  het  Carnot‐rendement.  Het  werkingsprincipe  zoals  het  hier beschreven  wordt,  is  dat  van  een  zogeheten  ‘brandstofcelstack’.  Een  volledig  brandstofcelsysteem bestaat uit de stack en bijhorende randapparatuur of ‘balance‐ of‐plant’.   State‐of‐the‐art  Op  basis  van  de  gebruikte  elektrolyt  en  de  werkingstemperatuur  kunnen  zes  verschillende brandstofceltypes onderscheiden worden. Deze zes types, afgebeeld in  Figuur 2, zijn: de Alkaline Fuel Cell (AFC), de Polymer Electrolyte Membrane Fuel Cell  of  Proton  Exchange  Membrane  Fuel  Cell  (PEMFC),  de  Direct  Methanol  Fuel  Cell  (DMFC), de Phosphoric Acid Fuel Cell (PAFC), de Molten Carbonate Fuel Cell (MCFC)  en de Solid Oxide Fuel Cell (SOFC). Elk van deze systemen heeft zijn eigen specifieke  voor‐  en  nadelen,  bevindt  zich  in  een  verschillend  stadium  qua  ontwikkeling  en  marktpenetratie  en  heeft  welbepaalde  doeleinden  waarvoor  het  bij  voorkeur  aangewend wordt. Een overzicht van al deze aspecten is terug te vinden in Tabel 1. 

Belasting 

e‐

AFC 

 

H2 

OH‐ 

O2 

 

70°C 

PEMFC 

 

H2 

H+ 

O2 

 

80°C 

DMFC 

 

CH3OH 

H+ 

O2 

 

80°C 

PAFC 

 

H2 

H+ 

O2 

 

200°C 

MCFC 

 

H2 

CO32‐ 

O2 

 

650°C 

SOFC 

 

H2 

O2‐ 

O2 

 

1000°C 

Oxidans 

Brandstof 

Anode 

Elektrolyt

Kathode

Fig. 2  Werkingsprincipe en werkingstemperatuur van de verschillende brandstofceltypes 

155 

 

Elektrolyt 

AFC 

PEMFC 

DMFC 

PAFC 

MCFC 

SOFC 

Kaliumhydroxide 

Vast polymeer (Nafion) 

Vast polymeer (Nafion) 

Fosforzuur 

Gesmolten  alkalicarbonaten 

Y2O3‐gestabiliseerd  ZrO2 

Temperatuur  70° C 

80° C 

80° C 

• •

Voordelen  Hoog rendement  Lage opstarttijd 

1000° C 

Nadelen  Zeer gevoelig aan CO en CO2  Lage temperatuur  Dure katalysator 

• •

Marktpenetratie  Zeer klein  Ruimtevaart en militaire  toepassingen 

• • •

Compacte celbouw  Lage opstarttijd  Vast elektrolyt, werking  onder druk 

• •

Dure katalysator  Zeer gevoelig aan CO 

• •

Groot  WKK (klein en groot),  transport, ruimtevaart 

• • •

Geen reformer nodig  (methanol als brandstof)  Lage opstarttijd  Vast elektrolyt, werking  onder druk 

• • •

Dure katalysator  Lage vermogendichtheden  Enkel methanol als brandstof 

• •

Klein  Kleine, draagbare toepassingen 

•

Zeer geschikt als WKK 

• • •

Sterk zuur als elektrolyt  Zeer gevoelig aan CO en zwavel  Dure katalysator 

• •

Dalend  Stationaire toepassingen 

• • •

Interne reforming mogelijk  Veel WKK‐toepassingen  Geen dure katalysatoren 

• • •

Hoge corrosiviteit elektrolyt  Hoge opstarttijd  Beperkte stroomdichtheid 

• •

Matig  Grote, industriële  toepassingen  Opvolger van PAFC 

•

Brede waaier van  toepassingen  Ruime brandstofkeuze  Vast elektrolyt, werking  onder druk 

• • • •

Grote thermische spanningen  Zeer grote opstarttijden  Beperkte levensduur  Gebruik van keramische  materialen 

• •

200° C 

650° C 

• • •

• •

•

•

 

Tabel 1: Overzicht van de verschillende brandstofcelsystemen [3], [4], [5] 

156 

Groot  Zowel industriële als  residentiële toepassingen  Hybride toepassingen: SOFC +  gasturbine 

Roadmap  Eerder dan de specifieke kenmerken van de verschillende brandstofceltypes, zijn het  voornamelijk  meer  algemene  aspecten  die  de  technische  en  economische  haalbaarheid  van  brandstofcellen  in  de  toekomst  zullen  bepalen.  Als  grote  pluspunten  zijn  er  onder  andere  het  brede  toepassingsgebied  van  brandstofcellen  (aandrijven  van  individuele  machines,  industriële  of  residentiële  WKK’s,  draagbare  vervangers  van  batterijen,  aandrijfsysteem  voor  wagen  of  bus)  en  de  zeer  grote  waaier aan vermogens (van minder dan 1 kWe tot meer dan 10 MWe). In vergelijking  met conventionele centrales en andere gedecentraliseerde eenheden, voornamelijk  WKK‐systemen zoals gasmotoren en gasturbines, haalt een brandstofcel zeer goede  elektrische  (tot  40‐50%)  en  thermische  rendementen,  zodat  de  totale  brandstofbenuttigingsgraad  hoger  dan  80%  kan  worden.  Bovendien  worden  de  prestaties in deellast vaak nog beter, wat bij andere technologieën meestal niet het  geval  is.  Verder  zijn  er  nog  enkele  kleinere  voordelen  die  een  brandstofcel  vanuit  technisch  oogpunt  zeer  aantrekkelijk  maken,  zoals  onder  andere  de  geluidsarme  werking en het zeer eenvoudige onderhoud.  Brandstofcellen  hebben  momenteel  echter  ook  nog  met  tal  van  problemen  te  kampen,  die  zwaarder  doorwegen  dan  voordelen,  wat  blijkt  uit  het  kleine  aantal  systemen dat tot op heden daadwerkelijk gecommercialiseerd is. Om te beginnen is  de  levensduur  momenteel  nog  zeer  ver  verwijderd  van  de  40.000  uren  die  vereist  zijn om competitief te kunnen zijn op de hedendaagse markt. De meeste technische  problemen  situeren  zich  momenteel  in  de  ‘balance‐of‐plant’,  die  onder  andere  bestaat  uit  compressoren  en  bevochtigers  om  de  lucht  te  conditioneren,  uit  vermogenelektronische  apparatuur  zoals  een  invertor  om  de  gegenereerde  gelijkstroom in bruikbare wisselstroom om te zetten en uit een reformer, eventueel  aangevuld  met  CO‐  en  CO2‐verwijderaars,  om  de  aangevoerde  brandstof  te  converteren naar voldoende zuivere waterstof.  Naast  de  technische  tekortkomingen  of  problemen,  is  het  ongetwijfeld  de  economische  haalbaarheid  die  een  doorbraak  van  brandstofcellen  momenteel  het  meest  in  de  weg  staat.  Het  PC25‐systeem  van  ONSI  –  het  eerste  commercieel  beschikbare  systeem  –    kostte  ongeveer  3.000  USD/kWe  en  mits  verwoede  inspanningen  is  men  er  niet  in  geslaagd  deze  prijs  te  drukken.  Nog  erger  is  het  gesteld  met  de  kleinschalige  systemen.  Voor  kleine  PEMFC’s  zijn  kostprijzen  van  meer  dan  10.000  Euro/kWe  geen  uitzondering,  idem  voor  de  SOFC.  Hoe  groter  het  systeem,  hoe  lager  de  prijs  per  kWe,  maar  het  prijsniveau  van  het  PC25‐systeem  wordt vooralsnog nergens onderschreden [4],[5],[6].  Tenslotte  is  het  ontbreken  van  een  deftige  infrastructuur  voor  waterstof  waarschijnlijk de grootste technische barrière. Aangezien er nog geen echte markt is  voor  brandstofcellen,  ontbreekt  vanzelfsprekend  ook  deze  broodnodige  waterstofinfrastructuur.  En  zolang  deze  infrastructuur  er  niet  komt,  zal  het  voor  brandstofcellen  ongetwijfeld  zeer  moeilijk  blijven  om  de  markt  te  veroveren.  Een  kip‐en‐ei‐probleem  dus,  waardoor  een  roadmap  voor  brandstofcellen  onmogelijk  kan losgekoppeld worden van de doorbraak van waterstof als energiedrager. Figuur  157 

3  geeft  de  tot  nu  toe  meest  gebruikte  Europese  roadmap  voor  waterstof  en  brandstofcellen weer. Gezien de technische en economische evolutie van de laatste  jaren, kan nu echter al gesteld worden dat deze visie iets te optimistisch is. De kans  op  een  substantiële  waterstof‐  en  brandstofcelinfrastructuur  vóór  2030  lijkt  momenteel zeer klein.   Relevantie voor Vlaanderen  Aangezien ieder bedrijf of particulier theoretisch gezien in de mogelijkheid verkeert  om  een  brandstofcel  te  (laten)  installeren,  moet  deze  optie  zeker  in  beschouwing  genomen  worden.  Hiervoor  zullen  echter  nog  veel  inspanningen  moeten  geleverd  worden en zal eerst ook de nodige praktijkervaring moeten opgedaan worden. Naast  het  Vlaams  Samenwerkingsverband  Brandstofcellen  vzw  –  een  denktank  die  de  belangrijkste onderzoeksgroepen en industrieën m.b.t. brandstofcellen verenigt – en  het bedrijf Intensys (producent van alkalische brandstofcellen, vroeger E‐Vision), zijn  proefprojecten  of  gecoördineerd  onderzoek  in  Vlaanderen  quasi  onbestaande.  Om  de kenniskloof met het buitenland niet onoverbrugbaar te laten worden, dient hier  dringend verandering in te komen [7]. 

 

Fig. 3   Europese roadmap voor waterstof en brandstofcellen [8] 

        158 

Referenties  [1] Fuel Cell Today, Fuel Cells – The first 120 years,  http://www.fuelcelltoday.com/FuelCellToday/EducationCentre/EducationCentreExte rnal/EduCentreDisplay/0,1748,History,00.html  [2] Voets P., D’haeseleer W., Brandstofcel, Rapport HERN‐REG project, EI/EDV/HERN‐ (REG)/11.00/FIN, ‘Kleinschalige aanwending van hernieuwbare bronnen in  Vlaanderen en wetenschappelijke ondersteuning van een beleid voor rationeel  energiegebruik (op distributieniveau)’, K.U.Leuven Energie‐Instituut. Leuven, 2001.  [3] U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, ‘Fuel Cell Handbook’ (sixth  edition), EG&G Technical Services Inc., Science Applications International  Corporation, DOE/NETL‐2002/1179, november 2002.  [4] Klaus J., ‘Lead Markets for Fuel Cells in Stationary Applications’, Environmental  Policy Research Centre, Freie Universität Berlin, Department of Political and Social  Sciences, FFU‐report, oktober 2003.  [5] Shipley A., Elliott R., ‘Stationary Fuel Cells: Future Promise, Current Hype’, American  Council for an Energy‐Efficient Economy, Report Number IE041, maart 2004.  [6] Haeseldonckx D., D’haeseleer W., ‘Marktexploratiestudie van een minibrandstofcel  in WKK‐mode’, TME‐rapport TME/WDH/03‐03.00/FIN (confidentieel); niet  gepubliceerd, Leuven, mei 2004.  [7] Royal Belgian Academy Council of Applied Science (BACAS), ‘Hydrogen as an energy  carrier’, Koninklijke Vlaamse Academie van België voor Wetenschappen en Kunsten,  Brussel, april 2006.  [8] European Commission, ‘Hydrogen energy and fuel cells, a vision of our future’, EUR  20719 EN, European Communities, Brussel, 2003. 

159 

Appendix 9 – Stirlingmotor  Werkingsprincipe  Het werkingsprincipe van een Stirling motor is gebaseerd op een thermodynamische  cyclus  met  een  rendement  gelijk  aan  het  Carnot  rendement,  indien  de  toestandsveranderingen reversibel worden verondersteld. De cyclus zelf bestaat uit  twee  isochoren  en  twee  isothermen.  Tijdens  de  isotherme  expansie  wordt  er  uitwendig warmte toegevoerd; gedurende de isotherme compressie wordt warmte  afgevoerd  naar  de  omgeving.  Wat  deze  cyclus  zo  speciaal  maakt,  is  het  feit  dat  de  warmtewisseling  tijdens  de  isochore  toestandsveranderingen  intern  gebeurt:  door  warmte  op  te  slaan  in  een  regenerator,  kan  de  afgevoerde  warmte  tijdens  één  isochore  toestandsverandering  terug  opgenomen  worden  tijdens  de  andere.  Deze  thermodynamische cyclus wordt voorgesteld in Figuur 1. [1],[2]  druk

3

expansie bij hoge temperatuur 2 4 compressie bij lage temperatuur 1 volume

 

Fig. 1   De Stirling cyclus – twee isochoren en twee isothermen 

In  werkelijkheid  wordt  het  Carnot  rendement  niet  gehaald  vanwege  diverse  verliezen.  De  warmterecuperatie  in  de  regenerator  is  nooit  volledig  wegens  warmteverliezen  en  de  isochore  overgangen  kunnen  moeilijk  arbeidsloos  gerealiseerd  worden  wegens  wrijving.  In  de  praktijk  kan  deze  cyclus  (schematisch)  gerealiseerd worden volgens de principeschets van Figuur 2. Deze motor bestaat uit  een warme cilinder die uitwendig verhit wordt en een koude cilinder die uitwendig  gekoeld  wordt.  De  isochore  verschuivingen  2Æ3  en  4Æ1  passeren  langs  de  regenerator. Dit is een soort "warmtespons". De warmte die vrijkomt bij de isochore  koeling  4Æ1  wordt  opgeslagen  en  bij  de  isochore  opwarming  2Æ3  opnieuw  vrijgegeven.  De koude zijde wordt meestal gekoeld met leidingwater, aan de warme  kant  wordt  gestookt.  Een  dergelijke  Stirlingmotor  is  dus  een  uitwendige  verbrandingsmotor.  Omwille  van  materiaaleisen  is  de  temperatuur  van  de  warme  zijde meestal beperkt tot 800 ºC. De meest gekende inpassing van een Stirling motor  in het WKK concept is een uitbreiding van de klassieke ketel. De Stirling motor wordt 

160 

dan  ingebouwd  in  het  ketelhuis.  Dit  kan  gebeuren  volgens  verschillende  configuraties, zoals weergegeven in Figuur 3.  1

re ge n erato r

2

3

4

1

u itw e n d ig ve rh itte n

u itw e n d ig k o e le n

  Fig. 2   Principeschema van een Stirling motor [2] 

elektriciteit

Stirling

brander

800ºC

schouw

koelwater

 

elektriciteit secundaire brander

Stirling

800ºC

schouw

koelwater

primaire brander

 

Fig. 3 WKK met Stirling motor; 1 brander en ontdubbelde warmtewisselaar (boven) –  2 branders (onder)   

161 

State‐of‐the‐art  Elektrisch rendement 

10% – 30% 

Thermisch rendement 

60% – 80% 

Vermogen 

0,5 kWe ‐ enkele MWe 

Investeringskosten 

€ 3.000 ‐ € 35.000/kWe 

O&M kosten 

€ 0,008/kWhe 

CO2‐emissies 

Hangt af van externe warmtebron 

NOx‐emissies 

Hangt af van externe warmtebron 

Brandstof 

Om het even welke warmtebron 

Opstarttijd 

Zeer snel, zowel thermisch als elektrisch 

Werkingstemperatuur 

Hangt af van externe warmtebron 

Geluidsproductie 

Matig 

Warmtegebruik 

Warm water, wijkverwarming, directe  verwarming 

Tabel 1 Karakteristieken van een Stirling motor [3] 

In  vergelijking  met  andere  WKK‐technologieën,  heeft  een  Stirling  motor  volgende  specifieke voor‐ en nadelen [4]:  • •

• • •

De  warmtebron  is  vrij  te  kiezen.  Men  is  dus  niet  gebonden  aan  benzine,  stookolie of gas. Hierdoor is het bijvoorbeeld mogelijk een Stirling motor te  stoken met biomassa.  De  eigenschappen  van  een  klassieke  stookinstallatie  met  een  eenvoudige  ketel  kunnen  behouden  blijven.  Dit  is  positief  indien  de  WKK  gedimensioneerd is op de warmtevraag. Er is dus geen noodzaak aan back‐up  of bijkomende opslag of opslagvaten.  Een  Stirling  motor  is  erg  onderhoudsvriendelijk.  Dit  komt  door  de  grote  eenvoud van de machine die eigenlijk slechts bestaat uit twee cilinders die op  een vliegwiel worden gemonteerd.  De  globale  omzettingsgraad  (thermisch  +  elektrisch  rendement)  is  vergelijkbaar met het rendement van de ketel.  De verhouding van thermisch en elektrisch rendement is min of meer vrij te  kiezen. De Stirling motor wordt immers gedreven door temperatuursniveaus.  Een Stirling van 1 kWe die aan de warmtezijde 800 °C nodig heeft, kan net zo  goed in een ketel van 20 kW als in een ketel van 1 MW worden geïntegreerd.  162 

•

Het  belangrijkste  nadeel  van  de  Stirling  motor  is  de  kostprijs  ervan.  Deze  is  hoog omdat er nauwelijks een markt bestaat en de meeste WKK‐installaties  met  Stirling  motoren  prototypes  zijn  (Stirling  motoren  zelf  zijn  wel  gemakkelijker verkrijgbaar). 

Roadmap  De Stirling‐technologie is momenteel zo goed als volledig ontwikkeld en heeft weinig  verbeteringen  nodig  om  deftig  te  kunnen  functioneren  in  een  gemiddelde  woning.  Gedurende de komende vijf tot tien jaar zullen de producenten nog trachten om het  elektrisch  rendement  te  verbeteren,  maar  nu  ligt  de  focus  quasi  volledig  op  de  commercialisering van de bestaande eenheden.  In de nabije toekomst zijn het voornamelijk de West‐Europese ketelfabrikanten die  een  belangrijke  rol  zullen  spelen.  Enkele  grote  namen  als  Vaillant,  Viessmann,  Baxi  en  Remeha  kunnen  begin  2008  de  resultaten  van  de  eerste  kleinschalige  veldtests  met Stirling micro‐WKK analyseren. In de loop van 2009 worden dan ook de eerste  micro‐WKK’s in die reeks op de markt verwacht.  De  kostprijs  voor  dergelijke  toestellen  zal  bij  marktintroductie  echter  hoog  zijn.  Overheidssteun  zal  dus  broodnodig  zijn  in  de  beginfase.  Men  verwacht,  eens  een  redelijk  aantal  wordt  afgenomen,  de  marktprijs  zo  te  verlagen  dat  de  meerkost  op  een periode van 5 jaar kan worden terugverdiend.  Referenties  [1] AMPERE report, http://mineco.fgov.be/energy/ampere_commission/Rapport_nl.htm,  Oktober 2000, Chapters D.4 and G.2 (author W. D’haeseleer).  [2] Voorspools K., D’haeseleer W., ‘Mini‐ en micro‐WKK’, CO2 project – Fase 3, K.U.Leuven,  Department of Applied Mechanics and Energy Conversion, report nr. TME/WDH/01‐ 01.2/FIN, Leuven, Juni 2001.  [3] Haeseldonckx D., D’Haeseleer W., ‘Embedded generation: a global approach to energy  balance and grip power quality and security – Primary energy supply and electric output  – CHP model’, Rapport nr. TME/WDH/04‐04.01/FIN,  IWT – GBOU‐project, K.U. Leuven,  Afdeling TME, Leuven,  Februari 2005.  [4] Seminar Scotish Energy Efficiency Office, ‘New energy systems for residential dwellings’,  Glasgow, Mei 2004. 

 

163 

  Appendix 10 – Biomassa  Biomassa  is  per  definitie  het  product  van  de  fotosynthese,  een  ingewikkelde  chemische  reactie  waarbij  zonne‐energie  water  en  CO2  omzet  in  planten,  algen  en  bomen. Bij omzetting naar energie komt dezelfde CO2 weer vrij en men kan stellen  dat  het  gebruik  van  biomassa  daardoor  CO2‐neutraal  is,  voor  zover  men  het  secundair verbruik van bijvoorbeeld de landbouwmachines buiten beschouwing laat.  De  daaruit  voortvloeiende  brandstoffen  kunnen  daarbij  zeer  diverse  vormen  aannemen,  gaande  van  brandhout  naar  vloeibare  biobrandstoffen,  biogas  en  zelfs  waterstof.  Al  even  divers  zijn  de  technieken  om  de  biomassa  om  te  zetten  in  bruikbare energie, gaande van een éénvoudige opstook tot elektrische centrales, via  gebruik in transport, kleinere warmtekrachtkoppeling tot brandstofcellen. Biomassa  blijft evenwel een moeilijke brandstof in die zin dat bij onoordeelkundig gebruik het  gebruik ervan kan leiden tot schadelijke emissies zoals koolmonoxide, stikstofoxides,  zware koolwaterstoffen en fijn stof. Ook de globale CO2 balans van biomassa van af  van het maken van de juiste keuzes. Waakzaamheid over het gebruik van biomassa is  dus steeds aan te bevelen.  Naargelang  haar  oorsprong  kan  biomassa  voor  energetisch  gebruik  opgedeeld  worden  in  drie  categorieën  :  binnenlands  gekweekt  biomassa  (vb  koolzaadolie),  biomassa  gekweekt  in  het  buitenland  (vb  palmolie,  ingevoerde  houtpellets)  en  biomassa  als  afvalstroom  uit  zowel  industrie  (vb  houtzaagsel),  landbouw  (vb  stro),  bosbouw (houthaksel) als particulier gebruik (voornamelijk GFT).  Een globaal idee van de beschikbaarheid van biomassa kan men baseren of het feit  dat alle biomassa ooit via fotosynthese uit de grond kwam. De opbrengst aan droge  biomassa  die  per  hectare  kan  gewonnen  worden  is  vrij  variabel  en  functie  van  het  gewas, de ondergrond en de weersomstandigheden. In België kan men stellen dat de  bruto opbrengst in energie varieert tussen ca 40 en 180 gigajoules per hectare per  jaar,  hetgeen  bruto  overeenkomt  met  ca  1.000  tot  4.500  liter  gasolie.  Het  landbouwareaal in België bedraagt ca 1,4 miljoen hectare en het bosareaal 0.7. Dit  voor 100% besteden aan energie is uiteraard ondenkbaar, maar zou leiden tot een  maximum van ca 300 miljoen gigajoules of 7.800 miljoen liter gasolie, tegenover een  totaal primair energieverbruik in België 54.000 miljoen liter olie‐equivalent, waarvan  10.000  voor  transportdoeleinden.  Met  andere  woorden  :  besteedt  men  een  niet  onrealistische 20% van al onze eigen biomassa voor energiedoeleinden (rechtstreeks  of  via  afvalrecuperatie)  dan  kan  men  in  het  beste  geval  ca  3%  van  ons  primair  energieverbruik  met  binnenlandse  biomassa  dekken.  Dit  potentieel  volledig  omzetten in vloeibare brandstof voor transport zou leiden tot ca 8% van ons huidig  verbruik,  met  huidige  technologie.  Indien  dit  volledig  op  koolzaad  zou  gebeuren  bedraagt dit slechts 2%, omdat de opbrengst per hectare van koolzaad eerder aan de  lage kant zit (40‐50 gigajoules per hectare). 

164 

Deze  cijfers  kunnen  uiteraard  verhogen  door  betere  technologie  en  beperking  in  verbruik,  maar  niet  spectaculair.  Deze  cijfers  illustreren  de  beperkingen  van  binnenlandse  biomassa,  en  verklaren  meteen  het  feit  dat  nu  reeds  biomassa  voor  energiedoeleinden  wordt  geïmporteerd,  bijvoorbeeld  houtpellets  uit  Canada  om  elektrische  centrales  te  voeden,  of  koolzaad  uit  Frankrijk  om  biodiesel  te  produceren. Deze beperking is in belangrijke mate te wijten aan onze energievraag  die vanwege een bijzonder hoge densiteit aan bevolking en industrie, gemiddeld per  hectare  tot  de  hoogste  ter  wereld  behoort.  Op  Europese  schaal  is  dit  fenomeen  minder sterk en is 10% van het globaal energiegebruik via biomassa niet onhaalbaar.  Wereldwijd  is  het  zeer  moeilijk  om  een  realistisch  cijfer  te  geven,  aangezien  deze  biomassa in concurrentie komt met o.m. voeding en duurzaamheid (vb ontbossing),  en aangezien ook de prijs door hoge vraag aanzienlijk kan stijgen. Figuur  1  is  een  samenvatting  van  de  belangrijkste  routes  voor  de  aanwending  van  biomassa  voor  energetische  toepassing.  Waterstof  vanaf  biomassa  voor  brandstofcellen  en  andere  meer  exotische  routes  zijn  daarbij  even  buiten  beschouwing gelaten. Men kan drie grote categorieën van biomassa onderscheiden:  de houtachtige soorten (hout, maar ook maïs stammen), de soorten rijk aan suikers  (graan) en  de  soorten  rijk  aan  olie (koolzaad).  Elk  van  deze bronnen  kan  leiden  tot  eindgebruik  dat  varieert  van  zuiver  warmteproductie,  over  elektriciteit,  warmtekrachtkoppeling  en  transport.  Enkele  van  deze  routes  bevinden  zich  in  een  ontwikkelingsfase,  meer  bepaald  het  Fischer‐Tropsch  procédé  voor  biodiesel  en  de  hydrolyse voor bio‐ethanol, beide vanaf houtachtigen. Hout kan aangewend worden  voor  productie  van  warmte  en/of  elektriciteit  via  co‐verbranding  met  steenkool  in  een stoomcyclus (vb. Ruien), 100% verbranding in een stoomcyclus (vb Les Awires),  zuivere  warmteproductie  (vb  Vyncke  ketels),  en  warmtekrachtkoppeling  in  kleine  eenheden  zoals  de  ORC  (Organic  Rankine  Cycle,  Turboden)  of  Stirling  motoren,  of  tenslotte  via  vast‐bed  vergassing  met  zuigermotor  (Xylowatt).  De  brandstof  is  beschikbaar  in  de  vorm  van  verhakseld  hout,  houtpellets,  houtstof  (zagerijen)  of  houtafval in diverse vormen.  Bio‐ethanol  is  een  ethylalcohol  uit  fermentatie  welke  verder  kan  verwerkt  worden  tot ETBE (Ethyl‐Tri‐Butyl Ether) door reactie met fossiel isobutyleen. Ethanol kan een  beperkt  deel  van  de  benzine  vervangen  terwijl  ETBE  als  vervanger  kan  dienen  van  MTBE  (op  basis  van  fossiele  methanol)  om  het  octaangetal  te  verhogen.  De  fermentatie,  distillatie  en  droging  zijn  grote  energieverbruikers  in  het  omzettingsproces waardoor het omzetrendement tot ethanol eerder beperkt is. Dit  kan evenwel verholpen worden door de residu's (stro, pulp e.a.) aan te wenden als  brandstof  binnen  het  omzettingsproces.  De  productie  van  ethanol  vanaf  graan  en  suikerbiet leidt tot een aanzienlijke hoeveelheid residu die rijk is aan eiwitten voor  toepassing  als  veevoeder.  De  hoeveelheid  energie  in  deze  stoffen  bedraagt  grosso  modo  de  helft  van  de  originele  biomassa  en  het  is  dus  noodzakelijk  om  bij  elke  opstelling van energetische en/of CO2 balans met alle bekomen producten rekening  te houden. 

165 

Zuivere plantaardige olie (PPO of Pure Plant Oil) is gemakkelijk te produceren maar  de  dieselmotor  vergt  aanpassing  wanneer  men  meer  dan  50%  gaat  bijmengen  (5%  menging  brengt  de  brandstof  reeds  buiten  de  normen).  De  eigenschappen  van  biodiesel  staan  veel  dichter  bij  fossiele  diesel  maar  menging  blijft  best  beperkt  tot  30% vanwege mogelijke corrosieve effecten. De biodiesel wordt bekomen via de wel  bekende trans‐esterificatie. De bekomen biodiesel wordt FAME genoemd (Fatty Acid  Methyl  Ester).  Indien  hij  afkomstig  is  van  koolzaad  spreekt  men  ook  van  RME  (Rapeseed  Methyl  Ester),  maar  hij  kan  afkomstig  zijn  van  elke  verse  of  reeds  gebruikte plantaardige olie. De omzetting verbruikt fossiele methanol en produceert  glycerine die op de markt kan verkocht worden (cosmetica, verf, e.a...). De glycerine  kan ook lokaal als brandstof worden gebruikt.  Biodiesel  kan  ook  worden  verkregen  vanaf  hout  via  vergassing,  gasreiniging  en  Fischer‐Tropsch  synthese.  Dit  procédé  is  nog  in  de  ontwikkelingsfase  (ten  minste  voor  biomassa).  De  uitdagingen  liggen  in  de  integratie  van  de  vergassing  en  in  de  gasreiniging.  De  bekomen  biodiesel  is  zeer  compatibel  met  fossiele  diesel  al  zijn  enkele additieven nodig om aan alle normen te voldoen. 

 

Fig.1    Voornaamste  routes  voor  aanwending  van  biomassa  voor  transport,  warmte  en  elektriciteit.        (vette  lijnen  duiden  op  de  routes  die  in  het  project  zijn  onderzocht.)   

Technieken voor decentraal gebruik van  biomassa  In  tegenstelling  tot  zon  en  wind  kan  men  biomassa  gebruiken  zowel  op  grote,  gecentraliseerde  schaal  als  op  kleine  gedecentraliseerde  schaal.  In  de  kleinere  166 

gedecentraliseerde  schaal  zijn  de  brandstoffen  die  rechtstreeks  in  aanmerking  komen vooral verhakseld hout, houtpellets en PPO. Bio‐ethanol en biodiesel komen  ook  in  aanmerking,  maar  dit  vergt  een  voorafgaande  grootschalige  omzetting  van  een  basisgrondstof  zoals  graan  of  koolzaad  naar  een  vloeibare  biobrandstof,  met  allerlei neveneffecten zoals productie van vast residu dat elders zijn toepassing moet  vinden.  Andere  routes  zoals  organisch  afval  en  biogas  moet  men  eerder  zien  in  bijzondere  toepassingen,  zoals  bij  veeproductie  of  grootschalige  gecentraliseerde  productie van biogas vanaf afval zoals in Brecht of in Rijsel. Vertrekt men van PPO,  bio‐ethanol  en biodiesel dan kan men in principe gebruik maken van diverse WKK‐ installaties  zoals  elders  reeds  beschreven.  Kleine  gasturbines  zijn  evenwel  nog  niet  echt  commercieel  beschikbaar  voor  vloeibare  biobrandstoffen.  Behoudens  de  prijs  van de brandstof en een wat hogere onderhoudskost is deze piste vrij vergelijkbaar  met  klassieke  warmtekrachtkoppeling  op  aardgas  of  olie.  Uiteraard  kan  men  niet  genieten van enige vrijstelling van accijns zoals bij transport, anderzijds kan men wel  genieten van een kombinatie van groene stroom en WKK‐certificaten. Vertrekkende  van houtachtige brandstof is bij kleinschalige toepassing de klassieke verbranding de  meest  voor  de  hand  liggende  techniek.  Veel  vorderingen  zijn  de  laatste  decennia  gemaakt om de emissies vanaf biomassa verbranding binnen aanvaardbare limieten  te  krijgen,  en  er  bestaan  zelfs  kwaliteitslabels  die  dit  garanderen.  De  klassieke  stoomcyclus is vandaag het meeste toegepast, maar dit vergt enerzijds een redelijk  grote  schaal  (vanaf  1MWe)  en  tevens  vraag  naar  stoom,  dus  typisch  iets  voor  bedrijven.  Naar  kleinere  schaal  toe  kan  men  overstappen  naar  de  Organische  Rankine  Cyclus  of  ORC  (figuur  2).  De  ORC  is  een  beproefde  en  commercieel  beschikbare techniek die men kan inpassen in een eerder klassieke warm water ketel  die op eerder welke brandstof draait. Praktisch gezien vervangt men een deel van de  warm  water  pijpen  door  pijpen  met  thermische  olie  die  op  ca  300  graden  wordt  verwarmd. Deze olie voedt een verdamper waar een organische stof wordt omgezet  van vloeistof naar damp (koolwaterstoffen zoals iso‐pentaan, iso‐octaan, tolueen of  silicone  vloeistoffen).  Deze  damp  wordt  ontspannen  in  een  kleine  turbine  die  rechtstreeks een generator aandrijft. ORCs halen elektrische rendementen van 15%  a  20%,  hetgeen  bij  aangepaste  warmtevraag  helemaal  niet  slecht  is.  In  combinatie  met  een  condenserende  biomassaketel  kan  men  globale  rendementen  halen  tot  100% (op lagere stookwaarde).  ORCs zijn beschikbaar in een schaal 500 kWe‐2.000 kWe. Bij kleinere schaal worden  zij  relatief  duur  en  men  kan  beter  overstappen  naar  andere  technieken.  Een  wat  complexer  systeem  is  de  combinatie  van  een  vast‐bed  vergasser  met  een  zuigermotor,  met  tussenin  een  natte  rookgaswassing.  Een  dergelijk  systeem  is  commercieel  beschikbaar  bij  een  Waalse  fabrikant  die  Xylowatt  heet.  Er  is  keuze  tussen 300 en 600 kWe.    Elektrische rendementen zijn in de orde van 30%, met globale WKK rendementen in  de  orde  van  70‐80%.  Bij  nog  kleinere  schaal  is  de  Stirling  motor  vrijwel  het  enige  alternatief (figuur  3).  Alhoewel  de Stirling  motor  zelf een vrij  oud  maar  interessant  concept  is  kent  het  tot  hiertoe  geen  commerciële  doorbraak.  Net  zoals  bij  de  ORC  wordt een warmtewisselaar ingepast in de biomassaketel. Daarbij wordt ditmaal een  gas  (Helium,  Argon)  opgewarmd  die  een  dubbele  zuigermotor  aandrijft.  Het  netto  167 

rendement  van  de  Stirling  motor  bedraagt  ongeveer  15%,  opnieuw  te  combineren  met een hoge rendementsketel. Problemen met Stirling motoren in biomassaketels  situeren zich vooral bij vervuiling van de zeer compacte warmtewisselaar. 

 

Fig.  2  Schematische  voorstelling  van  de  organic  rankine  cycle.  De  biomassaketel  bevindt zich links  

  Fig. 3   Stirling motor bij biomassa warmtekrachtkoppeling 

168 

Conclusies  Bij  kleinschalig  en  decentraal  gebruik  van  biomassa  is  het  niet  denkbaar  om  enkel  elektriciteit te produceren. Men dient de biomassa te gebruiken hetzij voor zuivere  warmteproductie  via  hoge  rendementsketels,  hetzij  in  warmte‐krachtkoppeling.  De  gemakkelijkste  weg  is  daarbij  gebruik  maken  van  vloeibare  biobrandstoffen,  al  zijn  deze brandstoffen niet meteen bestemd voor toepassing buiten de transportwereld.  Biogas  is  een  mogelijkheid  die  eerder  beperkt  wordt  tot  specifieke  toepassingen  zoals  bij  boerderijen  (eerder  veeproductie)  of  afvalverwerking.  Daarbuiten  is  decentraal  gebruik  eerder  gebaseerd  op  hout  of  houtachtige  brandstoffen,  met  als  mogelijkheden  een  klassieke  stoomcyclus  (1MWe  of  meer),  de  Organische  Rankine  Cyclus  (500‐2.000  kWe),  de  vast‐bed  vergasser (300‐600  kWe)  en  de Stirling  motor  (5‐100 kWe).   Gebruik  van  biomassa  dient  evengoed  onderworpen  te  worden  tot  strenge  emissieregels. 

169 

  Appendix 11 – Batterijen  Een batterij bestaat uit één of meerdere elektrochemische cellen waarin chemische  energie  is  opgeslagen.  Deze  energie  is  beschikbaar  in  elektrische  vorm.  De  levensduur van een batterij kan verlengd worden door een aangepast gebruik van de  batterij.   De  batterij  bestaat  al  meer  dan  twee  eeuwen  en  staan  dus  al  ver  in  haar  ontwikkeling wat minder ruimte geeft voor verdere verbeteringen. Er bestaan zowel  herlaadbare als niet herlaadbare batterijen.   De verschillende types batterijen  Er  bestaan  verschillende  types  batterijen.  Onderstaande  lijst  bespreekt  de  belangrijkste types en hun eigenschappen:  •

•

•

•

Loodzuur batterijen zijn de oudste batterijen en met deze batterijen heeft men  dan ook de meeste ervaring. Ze worden vooral gebruikt voor toepassingen met  een relatief groot vermogen waar het gewicht niet van belang is. We vinden ze  terug  in  ziekenhuisuitrusting,  rolstoelen,  noodverlichting  en  UPS  systemen.  Loodzuurbatterijen  zijn  goedkoop  en  worden  daarom  veel  toegepast  in  een  bepaalde niche, waar het moeilijk gaat worden om deze batterijen te vervangen.   Nikkel‐cadmium  batterijen  hebben  een  gemiddelde  energiedichtheid.  Deze  batterijen  hebben  een  relatief  lange  levensduur  en  een  breed  temperatuursbereik.  Ze  worden  vooral  gebruikt  in  velerlei  soorten  apparatuur.  Een  belangrijk  nadeel  van  nikkel–cadmium  batterijen  is  het  voorkomen  van  toxische metalen.   Nikkel‐metaal‐hydride  heeft  een  hogere  energiedichtheid  vergeleken  met  nikkel–cadmium ten koste van een gereduceerde levensduur. Dit materiaal bevat  geen  toxische  metalen.  De  batterijen  worden  vooral  gebruikt  in  mobiele  telefoons  en  laptops,  maar  ook  in  de  eerste  generatie  hybride  auto’s.  Dit  materiaal  wordt  beschouwd  als  de  eerste  stap  in  de  richting  van  lithium‐ gebaseerde systemen.   Lithium‐ion  batterijen  zijn  veelbelovende  batterijen  voor  de  toekomst  omwille  van  hun  hoge  energie‐  en  vermogendichtheid.  Beschermingsapparatuur  is  noodzakelijk om de spanning en stroom te beperken bij interne fouten omwille  van  veiligheidsredenen.  Ze  worden  vooral  gebruikt  in  nieuwere  GSM’s  en  computers. De hoge‐stroom versie wordt gebruikt voor medische apparatuur. De  kleine batterijen hebben in enkele jaren de markt veroverd. Het ontwerp van de  grotere  batterijen  is  echter  een  uitdaging.  De  grootste  hindernis  is  de  hoge  kostprijs  door  de  speciale  verpakking  en  de  interne  beveilingscircuits  tegen  overladen.  

Verschillende bedrijven werken eraan om de kost van deze batterijen naar beneden  te halen om de markt van de hoog vermogen/hoge energie‐inhoud batterijen in te  170 

palmen. Deze batterijen zijn dan vooral bedoeld voor de auto‐industrie waar ze een  cruciale rol spelen in de evolutie van hybride en plug‐in voertuigen. Een voorbeeld  van  de  nieuwere  technologie  is  het  A123‐systeem  gebaseerd  op  een  ‘highly  active  nanoscale  material’.  Dit  systeem  met  een  lage  impedantie  nanofosfaat  elektrode  technologie  heeft  opmerkelijke  competitieve  voordelen  ten  opzichte  van  andere  systemen  met  hoge  vermogens.  De  cellen  en  elektrodes  zijn  ontworpen  voor  lage  kost/W en kost/Wh prestaties. Hun langere levensduur zorgt voor een gereduceerde  levenscyclus‐  en  systeemkost.  Deze  systemen  kunnen  100%  ontladen  worden  (in  vergelijking met 80% voor gewone batterijen). Tabel 1 geeft de karakteristieken van  de verschillende types batterijen die commercieel beschikbaar zijn.    

Nikkel‐  Cadmium  energiedichtheid  45‐80  [Wh/kg]  levenscyclus  (tot  80%  van  de  initiële  capaciteit) 

Nikkel‐metaal‐ hydride  60‐120 

Loodzuur 

Lithium ion 

30‐50 

90‐190 

1500 

300‐500 

200‐300 

300 tot meer  dan 1000 

1 

2‐4 

8‐16 

1‐3 

commercieel  gebruik sinds 

1950 

1990 

1970 

1991‐2006 

toxiciteit 

hoog 

relatief laag 

hoog 

laag 

oplaadtijd [uur] 

Tabel 1  Karakteristieken van de types batterijen [1] 

Toekomst  Het  vervangen  van  nikkel‐metaal‐hydride  batterijen  is  niet  eenvoudig  omdat  deze  batterijen een excellente performantie aanbieden. Daartegenover heeft de lithium‐ ion technologie twee gunstige factoren: het vermogen en de energie‐eigenschappen  maken dat ze een geschikte keuze zijn voor de auto‐industrie en de prijs van nikkel  die echter enorm aan het stijgen is.   De  laatste  150  jaar  heeft  de  batterij  in  het  algemeen  een  gemiddelde  vooruitgang  geboekt.  Batterijen  hebben  een  relatief  klein  vermogen,  zijn  vrij  zwaar  en  duur  en  hebben een korte levensduur. Hoe kleiner de batterij is, hoe hoger de kost per watt  wordt.  Maar  de  batterij  is  een  heel  belangrijke  energiebron  in  ons  dagelijks  leven,  die  onze  mobiliteit  en  vrijheid  beïnvloeden.  Bij  de  laatste  verbeteringen  aan  de  batterij  is  niet  alleen  de  energiedichtheid  gestegen,  maar  vooral  de  vermogenconsumptie  is  verhoogd.  Batterijen  met  een  hoge  capaciteit  worden  belangrijk voor de toekomst, maar men dient rekening te houden met de gevaren,  zoals  brand  en  het  vrijkomen  van  toxische  stoffen,  die  gekoppeld  zijn  aan  het  kortsluiten of falen van een batterij met hoge vermogendichtheden.    171 

De  doorbraak  van  elektrische  voertuigen  is  voorlopig  beperkt  gebleven  door  de  beperkingen  van  de  batterijen.  Dit  neemt  niet  weg  dat  bijvoorbeeld  loodzuurbatterijen  met  hun  zeer  korte  responstijd  een  belangrijke  rol  vervullen  bij  stationaire  toepassingen  om  belastingsschommelingen  op  te  vangen  en  bij  het  overbruggen  van  netuitvallen  tot  roterende  noodgeneratoren  de  last  kunnen  overnemen.  In  dit  toepassingsveld  wordt  de  doorbraak  van  de  nieuwere  types,  eventueel in parallel met supercondensatoren, ook snel verwacht.  De  verbeteringen  van  een  batterij  lopen  eerder  gestaag  en  de  jaarlijkse  winst  bedraagt niet meer dan 6% energiedensiteit. Zolang de batterij gebaseerd is op een  elektrochemisch proces, zullen de beperkingen in rekening gebracht moeten worden  wat betreft de energiedichtheid en de levensduur.   Voor  de  opslag  op  grote  schaal  wordt  er  ook  uitgekeken  naar  de  verdere  ontwikkeling van hoge temperatuur NaS en redox flow batterijen. Een NaS‐batterij is  gebaseerd  op  vloeibaar  zwavel  en  natrium.  De  voordelen  zijn  een  zeer  lange  levensduur,  goedkope  grondstoffen  en  een  hoge  energiedichtheid.  Echter  moet  op  hoge temperatuur gehouden worden (tussen 300 en 350 graden Celcius). De redox  (reduction‐oxidation) flow batterij heeft door de fysieke scheiding van vermogen en  energiecomponenten een flexible lay‐out. Echter zijn ze langs de andere kant redelijk  complex  (pompen,  sensors,…).  De  energiedichtheid  is  ook  significant  lager  dan  de  lithium‐ion batterij.  Deze twee soorten batterijen worden gezien als potentiële opslageenheden voor het  balanceren  van  vraag  en  aanbod  daar  waar  andere  alternatieven  (bijvoorbeeld  waterkracht) niet mogelijk zijn.  Referenties  [1] Battery University, What's the best battery? http://batteryuniversity.com/partone‐ 3.htm Laatst bezocht 19‐10‐2007  [2] Green Car Congress, What Do Automakers Need for Lithium‐Ion Systems to Enter the  Market?  http://www.greencarcongress.com/2007/05/what_do_automak.html#more Laatst  bezocht 19‐10‐2007.  [3] http://www.a123systems.com/newsite/index.php#/products/cells26650/ Laatst  bezocht 19‐10‐2007).   [4] Electricity storage association,  http://electricitystorage.org/tech/technologies_technologies.htm Laatst bezocht 19‐ 10‐2007 

172 

  Appendix 12 – Supercondensatoren  Supercondensatoren  vertegenwoordigen  een  van  de  laatste  ontwikkelingen  op  het  vlak  van  de  opslag  van  elektrische  energie  en  spelen  een  belangrijke  rol  in  vele  toepassingen  waar  er  behoefte  is  aan  energieopslag,  zoals  bijvoorbeeld  communicatie‐apparatuur.  Verder  kunnen  zij  helpen  bij  het  afvlakken  van  de  intermitterende  vermogens  die  door  hernieuwbare  energiebronnen  zoals  windharvesters en zonnecellen op het distributienet worden geïnjecteerd en kunnen  zij helpen bij het opvangen van spanningsstijgingen en –dips op het distributienet.  Supercondensatoren  overbruggen  de  kloof  tussen  de  klassieke  condensatoren  en  batterijen.  De  klassieke  condensator  heeft  een  zeer  hoge  vermogendensiteit  in  de  ordegrootte  109  W/l,  maar  een  zeer  lage  energiedensiteit  in  de  ordegrootte  0,1  Wh/l, zodat er voor de klassieke condensator geen rol weggelegd is op het vlak van  de  energieopslag.  Batterijen  daarentegen  hebben  een  energiedensiteit  in  de  ordegrootte van 35 tot meer dan 150 Wh/kg, maar het nadeel van batterijen is hun  lage  vermogendensiteit  die  zelfs  bij  Li‐ion  batterijen  beperkt  is  tot  500  W/kg.  De  supercondensator  heeft  een  vele  hogere  energiedensiteit  dan  de  klassieke  condensator en haalt waarden van ongeveer 5 Wh/kg, terwijl de vermogendensiteit  gemakkelijk  een  ordegrootte  beter  is  dan  die  van  batterijen  en  ongeveer  5  kW/kg  bedraagt.  Hierdoor  zijn  de  supercondensatoren  bij  uitstek  geschikt  om  vermogenpieken te leveren.  Voor‐ en nadelen bij het gebruik van supercondensatoren  Supercondensatoren  zijn  bij  uitstek  geschikt  voor  applicaties  waar  een  grote  vermogen/energie  verhouding  nodig  is.  Een  bijkomend  voordeel  is  de  lange  levensduur  van  supercondensatoren,  die  honderdduizenden  laad‐ontlaadcycli  bedraagt  en  het  hoge  rendement  door  de  lage  equivalente  serie  weerstand  (ESR).  Het  nadeel  van  de  supercondensator  is  zijn  lage  nominale  celspanning.  Hierdoor  is  het noodzakelijk om verschillende (tientallen) cellen in serie te plaatsen in modules  om tot een bruikbare spanning te komen. Een bijkomend nadeel is dat de spanning  daalt bij het ontladen van de supercondensator. Typisch wordt de supercondensator  ontladen tot de helft van zijn nominale spanning, wat praktisch betekent dat slechts  drie kwart van de opgeslagen energie nuttig kan gebruikt worden. Een derde nadeel  van  de  supercondensator  is  de  zelfontlading.  Hierdoor  daalt  de  spanning  naar  ongeveer 2.2 V in de eerste 24 uur na het opladen. Dit betekent dat reeds 1/3 van de  maximale energie‐inhoud door zelfontlading is verloren gegaan. Rekening houdend  met een nuttige energie‐inhoud van 75 % van de maximale energie‐inhoud, betekent  dit dat de nuttige energie‐inhoud na een dag nog ongeveer 40 % van de maximale  energie‐inhoud  bedraagt.  Daarna  is  de  zelfontlading  veel  kleiner;  zo  bedraagt  de  nuttige energie‐inhoud nog ongeveer 20 % van de maximale energie‐inhoud na een  week in rusttoestand.     173 

State of the art  De state of the art op het vlak van supercondensatoren situeert zich op het niveau  van  de  supercondensatorbanken.  Typisch  hebben  deze  modules  een  nominale  spanning  van  50  V  of  hoger.  Deze  supercondensatorbanken  zijn  meer  dan  alleen  maar  een  serieschakeling  van  supercondensators,  maar  bevatten  ook  de  nodige  apparatuur  om  de  spanning  over  de  verschillende  cellen  in  balans  te  houden.  De  levensduur van de supercondensatorbank wordt immers in de eerste plaats beperkt  door overspanningen op de individuele cellen en een te hoge werkingstemperatuur.  Sommige  supercondensatorbanken  zijn  daarvoor  uitgerust  met  de  nodige  monitoringsapparatuur  om  de  spanning  en  temperatuur  uit  te  lezen  en  met  celbalanceringsapparatuur  om  de  spanning  van  de  individuele  cel  binnen  bepaalde  marges  te  houden.  In  onderstaande  1  wordt  een  overzicht  gegeven  van  enkele  commercieel beschikbare supercondensatorbanken.  Producent  

Capaciteit per cel (F)  Energie‐inhoud (Wh)  Energiedichtheid (Wh/kg)  Piekvermogendichtheid (W/kg)  Nominale vermogendichtheid (W/kg)  Nominale spanning (V)  Celbalancering   Temperatuurmeting 

Maxwell  

Nesscap  

Epcos 

BMOD0140 

EMHSP‐0194CO‐ 045RO  3500  64  2,9  3250  1330  45  Actief + passief  Neen 

Module  200F/42V  3600  49  2,5  ‐  2000  42  Actief  Neen 

2600  47,5   3,52  4800  1900  48,6  Actief  Ja 

Tabel 1  Overzicht van commercieel beschikbare supercondensatorbanken. 

De prijs van bijvoorbeeld de Maxwell BMOD0140 bedraagt ongeveer 1200 €. Als men  deze van 48 tot 24 V ontlaadt heeft men een bruikbare energie‐inhoud van 34,7 Wh.  Opbouw van de supercondensator  Supercondensatoren  bestaan  uit  twee  elektroden  die  ondergedompeld  zijn  in  een  ionisch elektrolyt. Wanneer men een spanning aanlegt over de elektroden, gaan de  ionen in het elektrolyt bewegen naar de elektrode met een tegengestelde lading. In  geladen toestand bevinden de anionen en kationen van het elektrolyt zich tegen de  elektroden  om  de  lading  op  deze  elektroden  in  evenwicht  te  houden.  Tussen  de  elektroden  bevindt  zich  niet  alleen  het  elektrolyt,  maar  ook  een  isolatielaag  die  enerzijds  de  elektroden  elektrisch  isoleert  en  zo  een  kortsluiting  verhindert  en  anderzijds de geleiding van ionen tussen de elektroden toelaat. De lading die bij het  ontladen  vrijkomt  aan  de  elektroden  wordt  door  metalen  stroomcollectoren,  meestal  uit  aluminium,  opgevangen.  De  verschillende  onderdelen  van  de  supercondensator zijn schematisch weergegeven in figuur 1.     174 

  Fig. 1   Schematische weergave van de componenten van een supercondensator. 

De doorbraak van de supercondensator werd mogelijk gemaakt door het gebruik van  actieve  koolstof  voor  de  elektroden.  Deze  actieve  koolstof  heeft  een  zeer  hoge  werkzame  oppervlakte  ten  opzichte  van  andere  elektrodematerialen,  waardoor  de  oppervlakte  per  gram  gemakkelijk  1000  m2/g  haalt,  terwijl  de  nieuwste  elektroden  reeds tot 3000 m2/g gaan.  Daar  waar  de  eerste  generatie  supercondensatoren  nog  gebruik  maakte  van  een  watergebaseerde  elektrolyt,  maakt  de  huidige,  tweede  generatie  gebruik  van  een  organisch  elektrolyt,  meestal  methylcyanide.  Hierdoor  kan  de  spanning  van  de  supercondensatorcel verdubbelen van 1,2 V voor watergebaseerde elektrolyten tot  2,5  à  2,7  V  per  cel  voor  organische  elektrolyten.  In  dit  elektrolyt  is  meestal  een  ammoniumzout opgelost dat de ionen levert voor de ladingsopslag.  Door  deze  bijzondere  structuur  kan  men  energie  opslagen  onder  de  vorm  van  een  ruimteladingslaag aan het oppervlak van het scheidingsvlak tussen de vaste stof en  vloeistof.  Doordat  de  energie  wordt  opgeslagen  onder  de  vorm  van  een  fysische  lading  aan  het  oppervlak  van  een  elektrode,  bekomt  men  heel  ander  karakteristieken dan bij een batterij. Het fundamentele verschil tussen batterijen en  supercondensatoren is dat de batterij energie opslaat via een chemische reactie die  in  staat  is  om  ladingen  te  genereren,  terwijl  bij  een  supercondensator  de  energie  direct onder de vorm van een ladingsscheiding wordt opgeslagen. Zo treedt er geen  veroudering op van de supercondensator door herhaaldelijke laad/ontlaadcycli. Het  vrijgeven van het vermogen gaat veel sneller dan bij batterijen, omdat bij batterijen  de  energievrijgave  beperkt  is  door  de  snelheid  waarmee  de  chemische  reactie  plaatsgrijpt.  De  belangrijkste  overeenkomst  van  de  supercondensator  met  een  batterij  is  dat  de  lading  wordt  opgeslagen  onder  de  vorm  van  ionen,  wat  ook  de  oorzaak  is  van  de  hogere  energiedichtheden  van  supercondensatoren  ten  opzichte  van conventionele condensatoren.      175 

Roadmap  Korte termijn  De  huidige  generatie  supercondensatoren  heeft  nog  talrijke  ontwikkelingsmogelijkheden.  (6‐10  ESSCAP).  De  energiedensiteit  zou  de  komende  jaren moeten stijgen tot 8 Wh/kg en later zelfs tot 10 Wh/kg, terwijl tegelijkertijd de  vermogendensiteit zal stijgen tot meer dan 20 kW/kg. Dit gaat niet gepaard met een  stijging  van  de  tijdsconstante,  zodat  de  vermogenkarakteristieken  gevrijwaard  blijven.  Bovendien  kan  er  op  korte  termijn  nog  veel  verbeterd  worden  wat  betreft  het  gewicht  van  de  modules  door  de  extra  massa  afkomstig  van  behuizing  en  randorganen zoals veiligheids‐ en monitoringsapparatuur te beperken. Tegelijkertijd  moet  de  behuizing  samen  met  de  randorganen  zorgen  voor  een  goed  thermisch  management,  een  goede  spanningsbalancering  van  de  individuele  cellen  en  een  veilige “end‐of‐life” verzekeren.   Lange termijn  Om  tegemoet  te  komen  aan  de  stijgende  verwachtingen  inzake  performantie  en  kostprijs worden volgende lange termijn doelen opgesteld:  • • • • • • •

Gedurende 10 seconden een vermogendensiteit halen van 2 kW/l voor modules  met een nominale spanning van 50 V;  Een stijging van de levensduur tot 1 miljoen cycli bij 40 °C;  Operationeel temperatuursbereik van ‐30 tot +80 °C;  Geoptimaliseerde  elektrische  veiligheid  van  de  modules  (serieschakeling  van  supercondensatoren in behuizing met geïntegreerde monitoringsapparatuur);  Geoptimaliseerd milieuvriendelijkheid tijdens productie, gebruik en recyclage; n  de  eerste  plaats  betekent  dit  op  zoek  gaan  naar  een  alternatief  elektrolyt  voor  het huidige populaire, maar toxische methylcyanide;  Een tot nul gereduceerde ontvlambaarheid en toxiciteit;  Prijsreductie  tot  onder  40  €/(kW  gedurende  10  s  geleverd)  voor  productievolumes van enkele miljoenen cellen. 

Om dit te verwezenlijken zijn er verschillende lange termijn onderzoeksprogramma’s  lopende  inzake  modellering,  levensduurverlengingen,  verhoging  van  de  energiedichtheid,  o.m.  door  verhoging  van  de  celspanning,  en  nieuwe  propyleen  carbonaat elektrolyten.         

176 

Referenties  [1] John R. Miller, Susannah M. Butler, “Capacitor Energy Storage for Stationary‐Power  Applications”  [2] M.Y.Ayad,  S.Raël,  B.Davat,  “Hybrid  power  source  using  supercapacitors  and  batteries”, EPE 2003 – Toulouse, ISBN : 90‐75815‐07‐7, p1‐10.  [3] Dirk  Linzen,  Stephan  Buller,  Eckhard  Karden  and  Rik  W.  De  Doncker,  “Analysis  and  Evaluation  of  Charge‐Balancing  Circuits  on  Performance,  Reliability  and  Lifetime  of  Supercapacitor Systems”, IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 41, No. 5,  September/October 2005, p 1135‐1141.  [4] Alfred Rufer and Philippe Barrade, “A Supercapacitor‐Based Energy‐Storage System  for  Elevators  With  Soft  Commutated  Interface”,  IEEE  Transactions  on  Industry  Applications, Vol. 38, No. 5, September/October 2002, p 1151‐1159.  [5] Epcos, UltraCap Double Layer Capacitor, Datasheets 2005.  [6] Maxwell Technologies, MC BMOD Energy Series 48 V, datasheets.  [7] Nesscap Ultracapacitor Datasheet  [8] Frédéric  Tertrais,  Laurent  Bregeon,  Olivier  Caumont,  “New  ultra  low  resistance  supercapacitor cell technology”, Batscap 

 

177 

  Appendix 13 – Kinetische energieopslag: vliegwielen  State of the art  Vliegwielen  worden  reeds  eeuwenlang  gebruikt,  maar  de  grote  doorbraak  voor  elektrische energie‐opslag kwam er pas in de jaren ’80 door de beschikbaarheid van  performante  elektronica,  magnetische  lagering  en  motor‐generatorsystemen  met  een hoge vermogendichtheid. Vliegwielopslagsystemen worden vaak gebruikt in UPS  systemen, transport (bussen, elektrische voertuigen, treinen, liften), het leveren van  gepulseerd vermogen en voor het leveren van netdiensten (opslag bij windenergie,  ondersteunen van de netstabiliteit,...).  Een modern vliegwiel voor energieopslag bevat typisch volgende onderdelen:  • •

• • •

•

Een motor‐generator voor het versnellen van het vliegwiel of het opwekken van  elektrische  energie.  Verschillende  machinetypes  kunnen  hiertoe  gebruikt  worden.  Voor  lage  snelheidsvliegwielen  (tot  ongeveer  10.000  toeren/minuut)  worden  meestal  conventionele  lagers  gebruikt,  terwijl  voor  hoge  snelheidsvliegwielen  magnetische  lagers  de  standaard  zijn.  Het  gebruik  van  magnetische  lagers  laat  toe  om  de  wrijvingsverliezen  sterk  te  reduceren  in  vergelijking  met  conventionele lagers, zij het ten koste van een beperkt continu energieverbruik.  Een minpunt is de levensduur van de conventionele lagers, die ergens tussen 2  en 6 jaar ligt. Bij magnetische lagers ligt dit cijfer veel hoger: deze gaan vaak tot  20 jaar mee, wat ook de levensduur van het volledige systeem is.  Om  de  wrijvingsverliezen  van  de  draaiende  rotor  te  minimaliseren  wordt  vaak  gewerkt  in  een  vacüumomgeving,  zeker  voor  hoge  snelheden.  Dit  vereist  de  installatie van een vacüumpomp en hoge‐kwaliteitsafdichtingen.  Een bidirectionele vermogenelektronische omvormer voor het omzetten van de  elektrische energie opgewekt door het vliegwiel (met variabele frequentie door  het variëren van de rotatiesnelheid) naar netspanning of gelijkspanning.  Voor  lage  snelheidsvliegwielen  wordt  meestal  geopteerd  voor  een  stalen  rotor,  terwijl  voor  hoge  snelheden  men  eerder  kiest  voor  composietmaterialen  (vaak  op  basis  van  koolstof),  die  een  hogere  treksterkte  en  vaak  ook  een  lagere  materiaaldichtheid hebben dan staal.   Een beschermend omhulsel dat bestand is tegen een “crash” van het vliegwiel. 

Lage snelheidsvliegwielen zijn tot op heden de meest gebruikte voor vermogens van  enkele  MW.  Voor  deze  vermogens  zijn  ze  moeilijk  te  kloppen  op  vlak  van  energiedichtheid.  Hoge  snelheidsvliegwielen  worden  tot  op  vandaag  eerder  voor  vermogens  tot  500  kVA  gebruikt,  hoewel  recent  uitvoeringen  tot  750  kW  op  de  markt zijn gekomen, wat aangeeft dat deze vliegwielen in de toekomst ook voor het  MW  vermogenbereik  beschikbaar  zouden  kunnen  worden.  De  lage  snelheidsvliegwielen kunnen typisch gedurende een 15‐tal seconden de last voeden,  terwijl  dit  voor  hoge  snelheidsvliegwielen  eerder  in  de  grootteorde  van  enkele  178 

minuten  ligt.  Recent  komen  er  ook  vliegwielen  op  de  markt  die  de  last  voor  een  aantal  uren  van  energie  kunnen  voorzien,  al  ligt  het  vermogen  hier  relatief  laag  (enkele  kW).    Het  rendement  van  de  meeste  hoge  snelheidsvliegwielen  ligt  rond  93%,  voor  lage  snelheidsvliegwielen  is  dat  ongeveer  90%.  Nu  wordt  een  energiedichtheid van ongeveer 130 Wh/kg gehaald.  Toekomstperspectieven  De  belangrijkste  trends  naar  de  toekomst  toe  zijn  een  hogere  specifieke  vermogendichtheid  (kW/kg)  en  een  hogere  specifieke  energiedichtheid  (kWh/kg).  Vermogendichtheden tot 30 kW/kg zouden op middellange termijn haalbaar moeten  zijn, terwijl men op heden tot 1.5 kW/kg haalt. Een hogere vermogendichtheid kan  bekomen  worden  door  de  rotatiesnelheid  te  verhogen,  in  combinatie  met  het  gebruik  van  betere warmtewisselaars  om  tijdelijke  overbelasting  toe  te  laten.  Voor  het behalen van een grotere energiedichtheid is het moeilijker om een kwantitatieve  voorspelling  te  doen.  Verwacht  wordt  dat  er  op  middellange  termijn  waarden  tot  200 Wh/kg gehaald kunnen worden, terwijl dit op heden 1‐10 Wh/kg is. Indien deze  voorspellingen  uitkomen,  zullen  vliegwielen  in  de  toekomst  op  vlak  van  energiedichtheid  in  de  buurt  komen  van  de  huidige  waarden  voor  Li‐  en  NaS‐ batterijen  (de  meest  performante  op  dat  gebied);  het  verschil  blijft  dan  voorlopig  nog het sneller energieverlies.  Op vlak van materialen wordt veel verwacht dat composietmaterialen voor de rotor.  Voor  vooruitgang  op  vlak  van  specifieke  energiedichtheid  is  het  belangrijk  een  materiaal  te  gebruiken  dat  een  zeer  hoge  treksterkte  combineert  met  een  lage  massadichtheid.  Materialen  met  grafietvezels  beloven  beide  eigenschappen  te  combineren,  zodat  hiermee  in  principe  theoretische  energiedichtheden  tot  1.6  kWh/kg gehaald kunnen worden, te vergelijken met 30.8 Wh/kg voor staal. Op vlak  van  lagering  wordt  verwacht  dat  hoge  temperatuur  supergeleidende  lagers  in  stijgende  mate  gebruikt  zullen  worden.  Deze  lagers  laten  toe  om  de  wrijvingsverliezen  in  sterke  mate  te  laten  dalen  ten  opzichte  van  conventionele  of  gewone  magnetische  lagers.  Waar  vliegwielen  met  conventionele  mechanische  lagers  nu  typisch  lagerwrijvingsverliezen  van  1  %  per  uur  vertonen,  zou  met  hoge  temperatuur supergeleidende lagers een waarde van 0.1 % per uur haalbaar zijn. Dit  draagt  bij  tot  een  verbetering  van  het  rendement,  wat  nog  versterkt  kan  worden  door rendementsverbeteringen in de motor/generator en de vermogenelektronische  omvormer. Concreet bestaan er ook plannen om vliegwielen met hoge temperatuur  supergeleidende lagers te produceren met een energie tot 10 MWh, maar dit zal pas  op middellange tot lange termijn haalbaar zijn. Op heden bestaan er experimentele  eenheden tot 10 kWh.       

179 

Relevantie voor Vlaanderen  Vliegwielen hebben  het potentieel  om  een  belangrijke  rol  te  vervullen in  België  op  energievlak,  zeker  in  een  scenario  waarin  een  substantiële  hoeveelheid  hernieuwbare  energiebronnen  met  intermitterend  karakter  (bijvoorbeeld  windenergie,  fotovoltaïsche  systemen,...)  wordt  gebruikt.  Ten  opzichte  van  batterijen hebben zij het voordeel milieuvriendelijker te zijn, geen last te hebben van  degradatie  na  het  cyclisch  laden  en  ontladen  en  het  potentieel  om  een  zeer  hoog  vermogen te leveren (dus op korte tijd een grote hoeveelheid energie vrij te geven).  De grootste nadelen zijn de relatief hoge prijs (typisch tot 1500 €/kWh ten opzichte  van 200‐900 €/kWh voor loodzuurbatterijen) en het feit dat vliegwielen vooralsnog  niet courant voor de opslag van grote hoeveelheden energie beschikbaar zijn. Voor  ondersteuning aan de regeling van de netfrequentie en het handhaven van de balans  tussen  generatie  en  consumptie  van  elektrische  energie  blijken  vliegwielen  ook  nuttig te zijn, zo blijkt uit een aantal demonstratiesystemen van Beacon in California  en New York.  Referenties  [1] Lysen, S. van Egmond en S. Hagedoorn (in opdracht van SenterNovem), 

Opslag van elektriciteit: Status en toekomstperspectief voor Nederland,  september 2006, 48 p., online beschikbaar:  https://www.senternovem.nl/mmfiles/Eindrapport%20Opslag%20Elektriciteit%207 Sep06_tcm24‐196375.pdf.  [2] J. G. Bitterly, Flywheel Technology: Past, Present and 21st Century Projections, IEEE  AES Systems Magazine, augustus 1998, pp. 13‐16.  [3] D. Castelvecchi, Spinning into control – High‐Tech Reincarnations of an Ancient Way  of Storing Energy, Science News 171, 19 mei 2007, pp. 312‐313.  [4] J. R. Hull, Flywheels on a Roll, IEEE Spectrum, juli 1997, pp. 20‐25.  [5] US Department of Energy, Flywheel Energy Storage – An alternative to batteries for  uninterruptible power supply systems, Federal Energy Management Program,  DOE/EE‐0286, september 2003, 16 pagina’s.  [6] J. D. Boyes, N. Clark, Flywheel Energy Storage and Super Conducting Magnetic  Energy Storage Systems, presentatie op IEEE Power Engineering Society Summer  Meeting 2000, Seattle, Washington, 19 juli 2000, online beschikbaar:  http://www.electricitystorage.org/pubs/2000/summer2000/SMES‐FES.pdf.  [7] P. Johnson, Design, Fabrication and Test of a 5 kWh Flywheel Energy Storage System  Utilizing a High Temperature Superconducting Magnetic Bearing, presentatie op  Electrical Energy Storage Applications and Technologies Conference, October 2005.  [8] http://electricitystorage.org/tech/technologies_technologies_flywheels.htm  [9] http://www.beaconpower.com  [10] http://www.vyconenergy.com/  [11]http://www.piller.com/  [12]http://hitec.pageprocessor.nl  [13]http://www.afstrinity.com/other‐facts‐faqs.html 

180 

  Appendix 14 – CAES (Compressed Air Storage)  Het  elektrisch  vermogen  dat  door  windturbines  geleverd  wordt,  hangt  af  van  de  windsnelheid.  Omdat  de  windsnelheid  voortdurend  varieert,  schommelt  ook  het  geproduceerde  vermogen.  Dit  vormt  de  basis  van  de  belangrijkste  technische  uitdaging  van  windenergie:  hoe  omgaan  met  de  onvoorspelbaarheid  en  sterke  variatie  van  de  energielevering.  De  klassieke  oplossing  om  de  levering  van  elektrische energie aan de verbruikers te verzekeren, bestaat er in een hoeveelheid  productiecapaciteit  als  reserve  te  voorzien  in  klassieke  elektriciteitscentrales  met  fossiele brandstof. Deze reserve wordt dan ingezet wanneer er weinig wind is. Een  meer  duurzame  manier  om  de  schommeling  van  windenergie  op  te  vangen  is  energieopslag.  Grootschalige  en  snelle  energieopslag  is  mogelijk  door  middel  van  het  oppompen  van  water  (in  pompcentrales)  of  het  opslaan  van  lucht  onder  hoge  druk.  Pompcentrales  worden  al  geruime  tijd  gebruikt.  Opslag  van  perslucht  wordt  al  op  enkele plaatsen toegepast, waarbij ’s nachts met goedkope elektriciteit lucht wordt  opgeslagen.  Overdag  wordt  elektriciteit  geproduceerd,  die  aan  dagtarief  verkocht  wordt.  Opslagsystemen  worden  ook  gebruikt  om  het  verschil  in  productie  en  verbruik op te vangen, door energie op te slaan wanneer er een productieoverschot  is  en  energie  te  leveren  wanneer  de  vraag  toeneemt.  Voorbeelden  van  bestaande  persluchtsystemen  bevinden  zich  in  Huntorf  (Duitsland)  (290  MW,  in  gebruik  sinds  1978) in McIntosh (Alabama, VS) (110 MW, in gebruik sinds 1991).   Een recente ontwikkeling is het idee om een persluchtreservoir te combineren met  een windmolenpark, op dezelfde plaats. Op die manier kan de energielevering door  een windmolenpark beter geregeld worden en meer voorspelbaar gemaakt worden.  In  de  Amerikaanse  staat  Iowa  wordt  de  bouw  van  een  windpark  met  bijhorend  persluchtreservoir  voorbereid.  Dit  systeem  wordt  schematisch  weergegeven  in  de  figuur.  Overschotten aan windenergie en goedkope elektriciteit (tijdens de daluren) worden  gebruikt  om  met  een  motor  M  en  een  compressor  lucht  in  een  ondergronds  reservoir  op  te  slaan.  Als  reservoir  kunnen  oude  mijngangen,  uitgeputte  gas‐  of  olievelden  of  waterhoudende  lagen  gebruikt  worden.  Ook  onderaardse  holtes  die  ontstaan door zoutwinning door het injecteren van water kunnen gebruikt worden.  Ook aardgas kan op deze manier in de bodem gepompt worden om op te slaan.  Wanneer energie aan het net geleverd moet worden, wordt perslucht gemengd met  brandstof.  Dit  mengsel  wordt  ontstoken  en  het  verbrandingsgas  drijft  de  turbine  aan.  De  turbine  drijft  de  generator  G  aan,  die  de  mechanische  energie  omzet  in  elektrische energie. Bij een klassieke turbine wordt de compressor door de turbine  aangedreven;  beide  zitten  dan  op  dezelfde  as.  De  compressor  verbruikt  dan  ongeveer 2/3 van de mechanische energie die in de turbine ontwikkeld wordt, zodat  1/3  van  de  energie  aan  de  generator  geleverd  wordt.  In  een  opslagsysteem  met  181 

perslucht  wordt  de  compressiestap  met  windenergie  uitgevoerd,  zodat  de  energie  van de turbine volledig (3/3) aan de generator geleverd wordt. Het rendement van  de omzetting van windenergie in perslucht is een belangrijke factor in dit systeem. 

 

Fig. 1  Persluchtreservoir gecombineerd met windmolenpark 

Het persluchtsysteem in Huntorf (Duitsland) heeft een reservoir met een volume van  310.000 m3. Dit resevoir is ontstaan door zoutwinning en ligt op een diepte van 650  tot  800  m.  De  druk  in  het  reservoir  ligt  tussen  43  en  70  bar.  1  bar  is  ongeveer  de  atmosferische  druk.  Het  vermogen  van  de  compressor  bedraagt  60  MW.  De  generator heeft een vermogen van 290 MW. Met een vol reservoir kan dit vermogen  gedurende 3 uur geleverd worden. Sinds 1978 is de generator al meer dan 7000 keer  in werking getreden.  In  Vlaanderen  bestaan  er  in  theorie  opportuniteiten  om  dit  soort  opslag  te  implementeren in dezelfde omstandigheden als waarin er gasopslag mogelijk is. Dit  is echter nog niet verder onderzocht.  Een  mogelijke  toekomstige  ontwikkeling  is  het  gebruik  van  kleinschalige  systemen  (grootteorde  10  MW),  met  kleine  persluchtreservoirs.  Zo  zou  het  productieprofiel  van kleinere systemen van hernieuwbare energie ook afgevlakt kunnen worden.  Het  is echter  niet duidelijk tegen welke voorwaarden deze technologie in de toekomst  beschikbaar zou zijn.  Referenties  [1] The Iowa Stored Energy Park (ISEP):  http://www.isepa.com/  [2] Compressed  Air  Energy  Storage  (CAES):  http://www.caes.net/mcintosh.html

182 

  Appendix 15 – SMES (Super Conducting Magnetic Energy Storage)   Concept  Bij  een  supergeleidende  magnetische  energie‐opslag  installatie  wordt  elektrische  energie omgezet in magnetische energie. In een supergeleider wordt een elektrische  stroom  opgewekt,  waardoor  een  magnetisch  veld  rond  deze  stroom  ontstaat.  Dit  magnetisch veld vertegenwoordigt dan de opgeslagen energie. Deze energie kan dan  op eenvoudige en vooral ogenblikkelijke wijze terug omgezet worden in elektrische  energie.  Dit  principe  is  reeds  langer  bekend  en  is  gebaseerd  op  zeer  eenvoudige  elektromagnetische  principes,  maar  is  voor  energie‐opslag  maar  interessant  geworden  dankzij  de  ontwikkeling  van  supergeleiders.  Een  elektrische  stroom  ondervindt in normale geleiders een weerstand en er gaat een zeker energieverlies  gepaard hiermee. Ook is de maximale stroomdichtheid beperkt. Bij supergeleiders is  de  weerstand  verwaarloosbaar,  waardoor  dit  energieverlies  verwaarloosbaar  is,  en  kunnen ook hogere stroomdichtheden gerealiseerd worden.  State of the art  De  supergeleiders  bestaan  in  twee  grote  categorieën:  Lage  temperatuur  supergeleiders  en  hoge  temperatuur  halfgeleiders.    Beide  technologieën  zijn  reeds  gebruikt voor SMES‐projecten. De termen lage en hoge temperatuur supergeleiders  zijn  misschien  vreemd gekozen,  maar  zij  doelen  beide  op temperaturen  onder  0˚C,  nl. rond ‐270˚C en ‐135˚C.  De  hoge  temperatuur  supergeleiders  zijn  voor  eenzelfde  vermogen  en  energie‐ opslag  groter  in  volume  en  kostprijs  dan  de  lage  temperatuur  supergeleiders.  Zij  kunnen  namelijk  minder  mechanische  spanningen  verwerken  en  minder  grote  stroomdichtheden  aan.  Hierdoor  moeten  ze  groter  worden  uitgevoerd  voor  hetzelfde  vermogen.  Ook  interessant  om  op  te  merken  is  dat  het  verschil  in  koelvermogen  voor  de  lage  en  hogetemperatuur  supergeleiders  in  de  praktijk  niet  significant bijdraagt tot de totale kost van de installatie.  De  supergeleiders  dienen  als  kern  voor  de  opslag  van  magnetische  energie,  en  kunnen in twee vormen voorkomen, ofwel als staaf, ofwel als een cirkel (toroïde). De  kost van de eerste is kleiner, maar de tweede heeft een betere afscherming van het  elektromagnetische veld naar de omgeving toe. Een moderne SMES installatie bevat  volgende onderdelen:  •

•

spoel  van  supergeleidend  materiaal  met  koelsysteem.  Deze  bestaat  voor  lage  temperatuur supergeleiders uit een dubbele koelkring, met vloeibare helium en  vloeibare stikstof als koelmiddelen, of uit een enkelvoudige koelkring voor hoge  temperatuur halfgeleiders.  Bidirectionele vermogenconvertor  voor het omzetten van elektrische energie in  magnetische energie in de supergeleider  183 

•

“Radiation shield” om de sterke magnetische velden (5‐10T) niet uit de installatie  te  laten.  De  toroïdale  spoelopstellingen  hebben  hier  minder  last  van  omdat  ze  het magnetisch veld in de spoel concentreren, maar zijn duurder qua constructie. 

Supergeleidende  Magnetische  Energie  opslag  wordt  vooral  toegepast  bij  het  verbeteren van de ‘power quality’ in transmissie systemen en het uitbreiden van de  regelcapaciteiten  van  FACTS  componenten,  ook  voor  transmissie  systemen.  Er  is  weinig  onderzoek  en  ontwikkeling  naar  systemen  voor  vermogen  niveaus  van  distributiesystemen.  Ze  worden  wel  aangeboden  als  “elektromechanische”  batterij  ter  vervanging  van  chemische  batterijen  in  UPS‐systemen  waar  chemicaliën  niet  toegelaten zijn.  In  de  USA  ,  China  en  Japan  zijn  er  onderzoeken  lopende  en  worden  er  voor  transmissie systemen SMES toepassingen uitgewerkt en geïnstalleerd. In Duitsland is  recent een kleine installatie in gebruik genomen om een bepaalde kritieke gebruiker  tegen  spanningsdips  te  beschermen.  In  de  meeste  studies  wordt  SMES  als  een  vervanger  voor  vliegwiel  energie  opslag  besproken.  De  efficiëntie  van  een  SMES  installatie wordt geschat op 95 %.  De verwachte kosten voor een SMES installatie zijn van de orde:   

500$/kWh geïnstalleerd  

 

300$/kW geïnstalleerd 

 

100$/kWh geleverd 

Relevantie voor Vlaanderen  In  Vlaanderen  is  er  geen  ervaring  met  het  bouwen  van  grootschalige  supergeleidende  systemen.  Er  zijn  ook  geen  producenten  van  deze  materialen  in  Vlaanderen.  Aan  de  Vlaamse  universiteiten  zijn  er  geen  specifieke  onderzoeken  lopende  naar  de  inplanting  van  supergeleiders  voor  magnetische  energie  opslag  in  transmissie  of  distributienet.  Het  ziet  er  ook  naar  uit  dat  vliegwiel‐  en  supercondensator‐opslag  op  eenvoudiger  wijze  gelijkaardige  performantie  zal  kunnen halen. Daarom lijkt ons de relevantie voor Vlaanderen klein.            

184 

Referenties  [1] Accel Instruments GmbH, project for NRW, Germany.   http://www.accel.de/pages/2_mj_superconducting_magnetic_energy_storage_sme s.html  [2] Virginia Power Electronics Center, Power electronics group to build converter for  superconducting magnetic energy storage. EEconnection, Feb 97,  http://www.ece.vt.edu/ecenews/feb97/SMES.html  [3] Understanding Smes Technology, Applications, And Economics for End Use  Workshop, http://www.osti.gov/bridge/servlets/purl/10106022‐ 1lW9F7/native/10106022.PDF  [4] Teemu Hartikainen, Risto Mikkonen, Jorma Lehtonen, Environmental Advantages of  Superconducting Devices in Distributed Electricity‐Generation, Applied Energy  Volume 84, Issue 1, January 2007, pages 29‐38  [5] Advanced electricity storage technologies programme, Australian government,  Department of the environment and heritage Australian greenhouse office.  http://www.greenhouse.gov.au/renewable/aest/pubs/aest‐review.pdf  [6] Jing Shi et al, Developtment of conduction‐cooled HTS SMES, IEEE Transactions on  applied Superconductivity, Vol. 17, No3 September 2007  [7] Transmission Technology Road Map, Bonneville Power Administration, September  2006 http://www.bpa.gov/corporate/business/innovation/docs/2006/RM‐ 06_Transmission.pdf  [8] Ioan Tuleasca, Superconducting Magnetic Energy Storage, 7 november 2003  http://www.mcs.vuw.ac.nz/events/EMW/downloadable‐ pdfs/emw_1_2004_tuleasca.pdf  [9] John D.Boyes, Nancy H. Clark, Technologies for Energy Storage: Flywheels and Super  Conducting Magnetic Energy Storage, IEEE 2000  [10]WTEC Panel Report on Power Applications of Superconductivity in Japan and  Germany,  September 1997, http://www.wtec.org/loyola/scpa/toc.htm 

 

185 

 

Appendix 16 – Smart metering  Inleiding   Deze  appendix  bespreekt  het  gebruik  van  geschikte  technologieën  voor  het  uitbouwen  van  een  slimme‐meterinfrastructuur  voor  elektriciteit  en  gas  in  Vlaanderen,  evenals  het  potentieel  en  de  kosten  ervan.  Dit  verslag  is  een  samenvatting  van  de  bevindingen  van  de  studie  [1],  uitgevoerd  door  onderzoeksgroep ELECTA van het Departement Elektrotechniek van de K.U.Leuven in  opdracht van de VREG.  In deze studie wordt de volgende definitie van slimme meter gehanteerd:  Een slimme meter is een elektriciteits‐ of gasmeter met tweewegscommunicatie die  minimaal volgende functionaliteit heeft:  • • • • • • • •

Doorsturen  van  de  meterstand  (opgeslagen  in  meetregisters),  zowel  als  dit  gevraagd wordt, als periodiek.  In‐  of  uitschakelen  en  reduceren  van  de  elektriciteit‐  of  gaslevering  van  op  afstand.  Beschikken  over  meerdere  meetregisters  (bijvoorbeeld  om  het  verbruik  te  registreren in verschillende tariefperiodes).  Van op afstand aanpassen van de tarieven/tariefperiodes.  Van  op  afstand  de  firmware/programmatuur/functionaliteit  van  de  meter  kunnen aanpassen/upgraden.  Op vraag informatie over de spanningskwaliteit en de toestand van het net  doorsturen en automatisch fraude alarm geven.  Als  zowel  een  gas‐  als  elektriciteitsmeter  aanwezig  zijn,  moet  de  communicatie met de gasmeter via de elektriciteitsmeter verlopen.  Er mag uitgegaan worden van een maandelijkse periodieke uitlezing en één  extra jaarlijkse uitlezing op aanvraag. 

Deze definitie komt grotendeels overeen met deze van de Nederlandse Technische  Afspraak (NTA) 8130 “Basisfuncties voor de meetinrichting voor elektriciteit, gas en  thermische  energie  voor  kleinverbruikers”  van  het  Nederlandse  Normalisatie‐ instituut  [2].  Deze  Afspraak  voorziet  echter  ook  in  meer  uitgebreide  functionaliteit  voor een toestel dat de classificatie ‘slimme meter’ krijgt toebedeeld.  Vereisten voor communicatie  De gegevens van de slimme meter moeten terecht komen in de datacentra van de  belanghebbenden  (concreet:  de  netuitbaters).  Voor  de  communicatie  zijn  er  twee  mogelijkheden: 

186 

• •

Indirecte  toegang:  centraal  datacenter  dat  alle  gegevens  van  de  slimme  meters  verzamelt  die  dan  ter  beschikking  worden  gesteld  van  de  belanghebbenden.   Directe  toegang:  rechtstreekse  communicatie  tussen  de  betrokken  partij  en  de slimme meter 

De eerste optie is gunstig om de totale hoeveelheid dataverkeer beperkt te houden  terwijl  de  tweede  optie  het  voordeel  heeft  tweewegcommunicatie  op  een  eenvoudigere manier mogelijk te maken. Dit is moeilijker bij de eerste optie.  In  NTA8130  worden  deze  twee  opties  open  gelaten  (Fig.  1).  De  keuze  voor  het  communicatiemedium (de fysische laag in het OSI‐Model) voor communicatie vanaf  de  slimme  meter  is  vrij.  De  hogere  Lagen  worden  in  deze  Afspraak  wel  gespecificeerd:  DLSM/COSEM  als  communicatieprotocol  en  OBIS  voor  de  objectvoorstelling.  De  communicatie  met  het  datacenter  (centrale  toegangsserver)  moet over internet verlopen met het XML‐protocol en OBIS objectvoorstellingen.   

  Fig. 4   Toegang voor de betrokken partijen tot de slimme meter volgens NTA8130 

Verschillende fysische communicatiemedia zullen verderop besproken worden in dit  verslag,  waarbij  de  focus  ligt  op  de  communicatietechnologie  vanaf  de  slimme  meter,  het  zogenaamde  toegangsnetwerk  (access  network).  De  globale  topologie  van  de  (logische)  verbindingen  van  de  slimme  meter  naar  de  centrale  database  of  naar het datacenter van de betrokken partij wordt nu besproken. Men kan volgende  mogelijkheden onderscheiden:  • Directe verbinding: bij bvb. inbellen van de slimme meter via telefoonlijn of GSM‐ verbinding naar de centrale database of naar een betrokken partij of omgekeerd.   187 

• Men  kan  deels  gebruik  maken  van  een  eigen,  tussenliggende  communicatie‐ infrastructuur,  met  concentratoren  of  aggregatoren  die  de  gegevens  van  een  aantal slimme meters per geografisch of elektrisch gebied verzamelen.  • Men  maakt  deels  gebruik  van  een  tussenliggende  communicatie‐infrastructuur  van  derden,  bvb.  bij  ADSL,  waarbij  via  ISPs  (Internet  Service  Providers)  de  verbinding over het internet verloopt.   Toegepast op slimme meters, geeft dit de volgende mogelijkheden:  1. Rechtstreekse  inbelverbinding:  er  wordt  een  tijdelijke  verbinding  opgezet  tussen  de  meter  en  de  dataconcentrator  (=  server  die  verantwoordelijk  is  voor een bepaalde regio). Dit is het geval bij klassieke telefoonverbindingen  en bij GSM en SMS. Het tussenliggend communicatienetwerk wordt volledig  beheerd door een derde partij. Een punt‐tot‐punt‐protocol zoals PPP is ideaal  voor dergelijke verbindingen.     

   

Fig. 2   Inbelverbinding 

  2. Continue breedbandverbinding over internet: Er is breedbandinternet tussen  de meter en de gateway van een internetprovider. De beheerder die met de  slimme  meter  wil  communiceren,  bezit  een  aantal  webservers.  Vervolgens  kunnen  meters  en  webservers  over  TCP/IP  met  elkaar  communiceren.  De  kwaliteit van de verbindingen (zoals een eis van minimale bandbreedte en/of  maximale  vertraging)  is  moeilijk  te  garanderen  bij  een  dergelijke  implementatie.     

   

Fig. 3  Breedbandinternet 

  3. Continue breedbandverbinding (punt‐tot‐punt): Het publieke internet wordt  vermeden  en  daardoor  wordt  terug  de  kwaliteit  van  de  communicatie  188 

gegarandeerd. Dit gebeurt door regionale data‐aggregatoren rechtstreeks op  het  ATM‐netwerk  van  de  telecomoperator  die  ook  het  toegangsnetwerk  beheert,  te  plaatsen.  Daarna  moeten  de  regionale  aggregatoren  hun  data  over  een  breedbandverbinding  doorsturen  naar  de  globale  aggregator.  Ook  bij  het  gebruik  van  power  line  carrier  (PLC)  wordt  een  dergelijk  systeem  toegepast.  Er  is  in  dit  laatste  gaval  wel  een  verschil:  bij  PLC  beheert  de  netbeheerder  zelf  het  toegangsnetwerk.  De  eerste  gateway,  die  bij  ADSL  of  kabelnetwerken  eigendom  is  van  de  telecommunicatieoperator,  wordt  nu  beheerd door de netbeheerder en kan als data‐aggregator dienen.     

   

Fig. 4   Punt‐naar‐punt breedbandverbinding 

  4. Continue  breedbandverbinding  over  VPN:  Virtual  Private  Networking‐ technologie kan gebruikt worden om over internet toch kwaliteitsgaranties te  bieden. VPN wordt gerealiseerd door Multiprotocol Label Switching (MLS) die  een circuitgebaseerde communicatie opzet over IP.     

   

Fig. 5   Breedband VPN 

  Een  volgende  vraag  die  essentieel  is  bij  het  bestuderen  van  de  basisvereisten  voor  communicatie  met  slimme  meters,  is  de  hoeveelheid  data  die  gecommuniceerd  wordt  per meter.  De  volgende  schattingen  werden  gemaakt  in  de  studie  [1]  (Tabel  1): 

189 

functie

tijdkritisch

commando registreren van meetregisters Doorsturen van meetregisters (periodiek + op aanvraag)

ja

commando dimmen van energielevering aanpassen parameters (o.a. tarieven/ tariefperiodes) upgraden van firmware doorsturen van alarmen

min. respons

typ. max. respons respons [min] [h] ogenblikkelijk 5 1

nee

ogenblikkelijk

10

2

ja

ogenblikkelijk

5

1

nee

ogenblikkelijk

10

2

nee nee

Aantal per jaar

hoeveelheid data per keer (min/typ/max) 1 0,5 KiB 1 KiB 16 KiB 13 (12+1) 1 KiB (maandelijks 32 KiB en 1 maal 16 MiB extra per jaar) 1 0,5 KiB 1 KiB 16 KiB 2 0,5 KiB 1 KiB 16 KiB 0,2

ogenblikkelijk

10

2

0,2

0,5 KiB 1 KiB 512 KiB 0,5 KiB 1 KiB 16 KiB

Tabel 1  Schattingen van de tijdsaspecten en datahoeveelheden voor slimme meters 

Dit geeft totaal een dataverkeer per jaar per meter van typisch 420 KiB (min. 15 KiB,  max. 208 MiB) (1 KiB = 1024 Bytes en 1 MiB = 1024 KiB).  We kwamen aan deze gegevens door volgende berekeningen/veronderstellingen:  De  belangrijkste  parameters  die  gecommuniceerd  moeten  worden  zijn  de  meetregisters,  die  het  verbruik  bevatten.  Wat  het  aantal  meetregisters  betreft,  voorziet  NTA8130  minimaal  4  gegevens  die  in  een  slimme  elektriciteitsmeter  opgeslagen  worden  (verbruik  en  opwekking  van  elektriciteit  tijdens  normaal‐  en  laagtariefperiode);  een  gasmeter  heeft  slechts  1  telwerk;  een  watermeter  heeft  hetzelfde  telwerk  als  een  gasmeter;  een  meter  voor  thermische  energie  ten  slotte  heeft  2  telwerken  (warmte  en  koude).  Daarenboven  moeten  in  de  meetinrichting  minstens  13  periodieke  tussenstanden,  telkens  met  datum  en  tijdsstempel  bijgehouden worden (periodiek eens per maand, en bovendien gemiddeld eenmaal  per jaar op aanvraag ). Als de 4 soorten meters aanwezig zijn, zijn er dus minimum  8*13=104 tellerstanden en evenveel tijdsgegevens nodig.      

190 

Voor wat het monitoren van de spanningskwaliteit betreft, verwacht NTA8130 dat  volgende gegevens worden bijgehouden.  • Het  aantal  onderbrekingen  korter  dan  3  min  (voor  3‐fasige  aansluitingen:  per  fase)  • voor onderbrekingen langer dan 3 min: het begin‐ en eindmoment (voor 3‐fasige  aansluitingen: per fase)  • over‐ en onderspanningen volgens de norm EN50160:2000.  Ook voor de andere toestellen (gas, warmte) zijn parameters vastgelegd. Dit levert  ruwweg enkele tientallen waarden op.   In  deze  studie  veronderstelden  we  dat  er  minimum  128  (27)  (≈104)  meetregisters  aanwezig  zijn.  Wanneer  ook  informatie  over  de  spanningskwaliteit  wordt  opgeslagen,  kan  dit  oplopen  tot  65536  (216),  zeker  als  er  power  quality  informatie  gedetailleerder  moet  opgeslagen  worden.  We  gebruiken  als  meer  realistische  waarde 1024 (210) meetregisters. Een meetregister is typisch 32 bytes (van min. 8 tot  max. 256) groot om de waarde en de tijdsgegevens op te slaan. Om de meetregisters  uit te lezen wordt er dan typisch 32 KiB (min. 1 KiB – max. 16 MiB) aan ruwe data  doorgegeven.  Daarnaast moeten de boodschappen ook gegevens bevatten om unieke identificatie  mogelijk  te  maken  (zoals  het  EAN‐nummer  van  de  meter),  moeten  berichten  versleuteld worden, moet redundantie toegevoegd worden om foutcorrectie toe te  laten en is er overhead door het gebruik van de communicatieprotocols waardoor de  hoeveelheid  data  toeneemt.  Anderzijds  kan  men  door  compressietechnieken  de  door te sturen hoeveelheid data beperken. We kunnen ruwweg aannemen dat deze  beide aspecten elkaar compenseren.  Tot  slot  een  overzicht  van  de  meterinfrastructuur  in  Vlaanderen.  Per  1  december  2006 zijn er ongeveer 3,06 miljoen elektriciteitsmeters (EAN’s), waarvan 2,58 miljoen  huishoudelijke.  Er  zijn  ongeveer  1,63  miljoen  gasmeters  (EAN’s),  waarvan  1,44  miljoen huishoudelijke. Deze meters zijn ruwweg verspreid over Vlaanderen zoals de  bevolking, met een grotere dichtheid in de stedelijke gebieden en een lagere in de  landelijke. We maken nu enkele berekeningen waarmee de opslagcapaciteit van het  datacenter en de benodigde bandbreedte kunnen geschat worden, uitgaande van 3  miljoen smart meters in Vlaanderen en de grootte van het meetregister gelijk aan 32  KiB.  • Het  uitlezen  van  de  meetregisters  per  slimme  meter  vereist  dat  op  jaarbasis  ongeveer  0.5  MiB  (min.  15  KiB  –  max.  250  MiB)  aan  ruwe  data  wordt  doorgegeven. Dit is verwaarloosbaar tegenover de huidige internettrafiek waarbij  een individuele gebruiker ongeveer 1 GB per maand mag transfereren, afhankelijk  van het gekozen abonnement.  • Toch  genereert  het  uitlezen  van  de  meetregisters  van  alle  slimme  meters  in  Vlaanderen op jaarbasis typisch ongeveer 1,28 TB aan ruwe data (min. 4 GB, max.  654 TB).  191 

• Wanneer  het  datacenter  naar  alle  slimme  meters  een  boodschap  moet  sturen  binnen het uur, heeft die hiervoor slechts 1,2 ms (= 3600 sec. / 3000000 meters)  ter  beschikking  als  er  geen  multicasting  of  parallelle  (groeps)communicatie  ondersteund  wordt,  hetgeen  onrealistisch  is.  Wanneer  een  dataconcentrator  dit  naar 1000 aangesloten meters doet, zijn er 3,6 s ter beschikking. Dit betekent dat  een  hiërarchische  opbouw  met  dataconcentratoren  nodig  is,  ofwel  op  een  of  andere wijze broadcasting moet ondersteund worden.  • Wanneer de meetregisters (typisch 32 KiB) uitgelezen moeten worden in typisch  10 min  is  een  bandbreedte  van  437 bps  (=  32  KiB  x  8 bit/byte  /  600 s)  nodig.  In  Tabel 2 worden tevens de minimale en maximale waarden berekend.  • Wanneer  in  een  concentrator  de  gegevens  van  1024  slimme  meters  bewaard  worden,  geeft  dat  32  MiB  aan  data  (min.  1  MiB,  max.  16  GiB).  Als  een  concentrator  deze  data  in  5  min  allemaal  moet  opvragen,  geeft  dat  0.3  s  (=  300/1024)  per  slimme  meter  of  een  benodigde  bandbreedte  van  895 kbps  (32*1024*8/0.3/1000)  (min.  28 kbps,  max.  458 Mbps).  Dat  zijn  onrealistische  waarden. Als deze in 10 h opgevraagd moeten worden, geeft dat 35 s per slimme  meter of een bandbreedte van typisch 7.4 kbps (min. 2,3 kbps, max. 38 Mbps).   • Als  er  een  communicatiekanaal  van  100  kbps  ter  beschikking  is,  dan  duurt  het  2185 h (= 32 * 1024 * 8 * 3000000 / 100000 / 3600) of 3 maand om de typische  meetregisters van alle 3 miljoen slimme meters in Vlaanderen sequentieel uit te  lezen (min. 70 uur, max. 130 jaar).   Zoals uit Tabel 2 blijkt heeft elke slimme meter nood aan een communicatiekanaal  met  minimaal  een  bandbreedte  van  enkele  tientallen  bps.  Als  er  een  grotere  bandbreedte  ter  beschikking  is,  kan  er  meer  informatie  doorgestuurd  of  sneller  gereageerd worden.  Tijd Data 1 KiB 32 KiB 16 MiB

5 s (min.)

10 min (typ.)

2 uur (max.)

1,6 kbps 52 kbps 27 Mbps

14 bps 437 bps 224 kbps

1.1 bps 36 bps 19 kbps

Tabel 2: Benodigde bandbreedte om een hoeveelheid data in een bepaalde tijd uit te lezen 

Communicatietechnologieën  In  Tabel  3  worden  de  verschillende  aspecten  van  de  communicatie‐infrastructuur  voor  slimme  meters  samengevat.  De  verschillende  kolommen  bevatten  de  grote  klassen  van  communicatiemedia,  waarbij  voor  internet  via  de  kabel  een  verder  onderscheid gemaakt is tussen de uitbouw van een specifiek breedbandnetwerk (S)  en  het  gebruik  van  bestaande  breedbandnetwerken  (B).  Met  de  grootheden  in  de  rijen van de tabel bedoelen we het volgende:  • Bereikbaarheid: dit geeft aan welk percentage van de meters kan bereikt worden.  De  beperkende  factoren  hierbij  zijn  de  beperkte  dekking  van  draadloze 

192 

• • • •

• •

mobilofonienetwerken  en  de  onbeschikbaarheid  van  kabel‐  of  ADSL  infrastructuur in bepaalde landelijke gebieden.  Kostprijs:  omvat  de  kostprijs  van  installatie  en  uitbating.  Wordt  verderop  nog  uitgewerkt.  Uitbating: omvat de partij die het communicatiemiddel uitbaat.  Toegang:  omvat  de  mogelijkheid  voor  marktpartijen  tot  toegang  tot  het  communicatiemiddel.  Geschiktheid: omvat de geschiktheid voor de functies die vermeld worden bij de  definitie  van  de  slimme  meter.  Alle  communicatiemedia  zijn  voor  deze  basisfuncties  geschikt,  maar  wanneer  geavanceerdere  functies  vereist  zijn  (zoals  meer  gedetailleerde  informatie  over  spanningskwaliteit  weergeven)  hebben  media met een hogere bandbreedte meer mogelijkheden. Power line carrier en  RF hebben daarnaast de mogelijkheid om een groep meters tegelijk te bereiken –  bijvoorbeeld voor afschakelen – en zo realtime‐eisen te vervullen.   Flexibiliteit: omvat het aanpassen van functies in de slimme meter naargelang de  behoefte, en is gebaseerd op een combinatie van geschiktheid en uitbating.  Betrouwbaarheid:  omvat  elementen  van  de  beschikbaarheid  van  het  communicatiemedium en het effect van de betrokkenheid van externe partijen en  van nieuwe technologie.  

Als  men  in  de  toekomst  van  elke  slimme  meter  kwartierverbruiken  en  uitgebreide  power quality (= spanningskwaliteit) gegevens wil opvragen is een significant hogere  bandbreedte vereist dan wanneer alleen de maandelijkse uitlezing belangrijk is. Dit  betekent het gebruik van internetgebaseerde oplossingen of mobilofonie van de 3de  generatie (UMTS) als geschikte communicatie‐infrastructuur.  Wanneer  binnen  een  bepaalde  tijdspanne  een  groep  meters  bereikt  moet  worden  (realtime‐eisen)  is  het  nodig  dat  het  medium  broadcasting  ondersteunt.  Dit  impliceert oplossingen zoals PLC en RF, of andere draadloze oplossingen (PMR, GSM,  UMTS).  Wanneer  de  kostprijs  van  de  communicatiemiddelen  een  belangrijke  parameter is, verdienen PLC/RF of bestaande internetoplossingen de voorkeur.  Daarnaast hebben de media in eigen beheer het voordeel van onafhankelijkheid ten  opzichte van partijen die extern aan de energiemarkt zijn, zoals telecomoperatoren  of  internet  service  providers.  Dit  wijst  naar  PLC  en  RF  als  geschikte  communicatiemiddelen.  Qua  flexibiliteit  en  betrouwbaarheid  voldoen  alle  communicatiemedia aan de eisen van slimme‐meter toepassingen.  Voor  communicatie  tussen  elektriciteits‐  en  gasmeters  onderling  kunnen  volgende  conclusies  getrokken  worden:  wanneer  de  meters  zich  dicht  bij  elkaar  bevinden,  is  deze via seriële kabel verbinden een eenvoudige en goedkope oplossing. RS‐485 of  USB  lijkt  hier  aangewezen  vermits  deze  met  verschillende  slaves  kunnen  werken  zodat naast de elektriciteits‐ en gasmeter ook andere apparaten eenvoudig kunnen  verbonden worden. M‐bus is een andere optie.  mogelijkheden  maken  het  ‐  ook  bij  het  gebruik  van  Zigbee  ‐  mogelijk  om  andere  apparaten te verbinden.   193 

power line carrier

kabel internet S: 95% B: 60%

bereikbaarheid

100%

kostprijs

medium

S: zeer hoog

uitbating

eigen beheer

B: medium S: telecomuitbater

toegang

via communicatieuitbater

applicatiegeschiktheid (bandbreedte) applicatiegeschiktheid (realtime) flexibiliteit betrouwbaarheid

B: ISP rechtstreeks

functies met lage functies met hoge bandbreedte bandbreedte functies met realtime-eisen medium hoog

functies met (S) / zonder (B) realtime-eisen hoog medium tot hoog

draadloos telefoon 98%

GSM, GPRS + 99%

UMTS 60%

RF 100%

PMR 100%

medium tot hoog

hoog

hoog

medium

hoog

telefonieoperator

mobilofonieoperator

mobilofonieoperator

eigen beheer

eigen beheer of PMR-operator

rechtstreeks

rechtstreeks

rechtstreeks

via communicatieuitbater

rechtstreeks of via communicatieuitbater

functies met medium bandbreedte functies zonder realtime-eisen

functies met medium bandbreedte functies zonder realtime-eisen

medium tot hoog zeer hoog

medium tot hoog hoog tot zeer hoog

Tabel 3  Samenvattende tabel communicatiemedia 

194 

functies met hoge functies met lage bandbreedte bandbreedte functies met realtime-eisen

functies met realtime-eisen

functies met medium bandbreedte functies met realtime-eisen

hoog medium tot hoog

medium hoog

medium tot hoog zeer hoog

Wanneer de meters zich echter niet in dezelfde ruimte bevinden en er in het gebouw  geen voorzieningen zijn om eenvoudig een extra kabel bij te leggen, kan men voor  een draadloze oplossing opteren. Hiervoor is Zigbee interessant, vanwege het lage  energieverbruik  (wat  eventueel  werking  op  batterijen  mogelijk  maakt  aan  de  kant  van  de  gasmeter).  De  beperkte  bandbreedte  is  geen  probleem,  vermits  de  communicatie  voornamelijk  zal  bestaan  uit  korte  databursts.  Het  bereik  levert  ook  geen  problemen  en  er  moet  geen  zichtbaar  pad  zijn  tussen  zender  en  ontvanger.  TCP/IP  mogelijkheden  maken  het  ‐  ook  bij  het  gebruik  van  Zigbee  ‐  mogelijk  om  andere apparaten te verbinden.   Kostprijs van de verschillende communicatiemedia  De volgende veronderstellingen/schattingen werden aangenomen bij het berekenen  van de kostprijs van de verschillende communicatiemedia:  • De tijdshorizon is 15 jaar. Dit komt overeen met de verwachte levensduur van de  slimme meters.  • In  de  kostprijsberekening  is  de  backbone  ICT‐infrastructuur  niet  meegerekend,  maar wel de dataconcentratoren.  • Bij breedbandverbinding is er een onderscheid gemaakt tussen enerzijds gebruik  maken  van  een  bestaande  breedbandverbinding  en  anderzijds  een  specifieke  breedbandverbinding.   • De berekening is gebaseerd op de veronderstellingen van [3‐8, 1].  • PLC is in eigen beheer, zodat er geen abonnementskosten zijn. Er wordt wel een  operationele kost van €5/jaar per slimme meter gerekend.  • De  prijzen  voor  de  nieuwste  technologieën  (UMTS,  PMR,  WiMAX)  zijn  gelijk  genomen, omwille van de onzekerheid.  Fig.  5  presenteert  voor  de  verschillende  communicatiemedia  een  overzicht  van  de  jaarlijkse en eenmalige kosten per meter.   Als we over een tijdshorizon van 15 jaar kijken, levert dat een kostprijs per meter op  zoals  weergegeven  in  Fig.  Hieruit  blijkt  dat  communicatie  gebaseerd  op  bestaande  breedbandverbindingen  het  goedkoopst  is,  van  kortbij  gevolgd  door  PLC  of  RF.  Dit  wordt  gevolgd  door  smalbandtelefonie  en  GSM/GPRS.  Het  gebruik  van  een  specifieke breedbandverbinding valt het duurst uit.   

195 

communicatiekosten per meter 60,00 €

50,00 €

40,00 €

jaarlijkse kosten per meter

30,00 €

eenmalige kosten per meter

20,00 €

be st aa nd e

R F

G S M

dv er bi nd

in g

br ee db an

dv er bi nd

el ef on ie sp ec ifi ek e

br ee db an

P LC

sm al ba nd t

in g

0,00 €

G P U R M S TS ,P M R ,W iM A X

10,00 €

  Fig. 5

communicatiekosten per meter voor de verschillende communicatiemedia

  totale kosten per meter over tijdshorizon 900,00 € 800,00 € 700,00 € 600,00 € 500,00 € 400,00 € 300,00 € 200,00 €

Fig. 7  geschatte kosten per meter over de tijdshorizon

196 

R F

U M TS ,P M R ,W iM A X

G P R S

in g br ee db an

br ee db an

dv er bi nd

in g be st aa nd e

dv er bi nd

ie el ef on sp ec ifi ek e

sm al ba nd t

P LC

0,00 €

G S M

100,00 €

Ervaringen  in  het  buitenland  met  het  uitbouwen  en  gebruiken  van  een  slimme  meter  infrastructuur  Italië – Enel SpA: “Telegestore”  • • • •

• •

Enel SpA, de verticaal geïntegreerde elektriciteits‐ en gasleverancier in Italië   In 2000 startte het project.  Het volledige klantenbestand (ongeveer 27 miljoen klanten) werd uitgerust met slimme  energiemeters [3].  De  meters  hebben  een  bidirectionele  communicatie‐interface,  geavanceerde  energiemeet‐  en  managementmogelijkheden  en  een  geïntegreerde  en  via  software  stuurbare schakelaar (waarmee Enel bijvoorbeeld de klant kan afschakelen indien deze  zijn rekeningen niet betaalt).   Momenteel: 15 controlecentra, verspreid over Italië, die met een aantal concentratoren  in  contact  staan.  Een  dergelijk  controlecentrum  zou  tot  3  miljoen  meters  kunnen  beheren.  Met dit slimme meter systeem is het mogelijk om:  • Gebruiksinformatie van een bepaalde meter uit te lezen (ondermeer actieve en  reactieve  energie  en  vermogen,  RMS‐waarden  van  stroom  en  spanning  en  arbeidsfactor, alsook Power Quality metingen).  • Een  klant  remote aan‐ of afschakelen van het net (kan ook manueel gebeuren  aan de meter).  • Een defect aan of uitval van de elektriciteitslevering detecteren.  • Het niet toegelaten gebruik van elektriciteit detecteren of controleren.  • De maximale hoeveelheid elektrische energie die een klant op elk ogenblik kan  verbruiken aanpassen.  • Op afstand de tarifering aan te passen (bijvoorbeeld van krediet naar prepaid of  van flat‐rate naar multi‐tariff). 

•

Voor de communicatie wordt gebruik gemaakt van PLC over het laagspanningsnet, met  de PLT‐22 PLC‐technologie van Echelon Corporation en de metertechnologie van Ampy  Automation  Digilog.  De  meters  dragen  hun  gegevens  via  PLC  over  naar  een  Echelon  dataconcentrator, die op zijn beurt de data via TCP/IP of GSM doorstuurt naar de Enel  servers. De Echelon dataconcentratoren kunnen in principe ook werken met een ander  communicatiesysteem  of  –protocol  (bijvoorbeeld  GSM,  PSTN,  GPRS,  CDMA,…).  Elke  dataconcentrator  kan  tot  1024  energiemeters  (of  4096  M‐bus  toestellen  of  meters)  beheren.  Voor  de  communicatie  tussen  de  meters  en  de  concentratoren  wordt  een  CENELEC  A‐band  PLC  kanaal  met  automatische  herhalingsfunctie  gebruikt.  De  dataconcentrator  herkent  automatisch  nieuw  aangesloten  meters  of  reeds  bestaande  meters  die  door  een  dynamische  netwerktopologieverandering  plots  op  een  andere  concentrator worden aangesloten.  

•

Enel  SpA  schat  de  kosten  van  het  invoeren  van  de  30  miljoen  slimme  meters  bij  zijn  klanten  op  2.1  miljard  euro,  terwijl  de  jaarlijkse  besparing  door  het  gebruik  van  deze  197 

meters  op  500  miljoen  euro  wordt  geraamd.  De  kosten  per  geïnstalleerde  meter  zouden net onder 70 euro liggen. Hiervan zou een 10% voor de communicatie zijn.  Vattenfall Eldistribution AB, Zweden  • •

•

•

In  Zweden  is  er  een  wet  die  elektriciteitsleveranciers  verplicht  om  maandelijks  de  actuele meterstand af te lezen (Statens Energimyndighet, 2002).  Een eerste project richt zich op het zuidwesten van Zweden.   • Startte in 2003.  • De energiemeters worden geleverd door Actaris en zijn van het type ACE 4000  RF.   • Het CustCom collectiesysteem is van de firma Senea.   • De  communicatie  tussen  meter  en  dataconcentrator  gebeurt  met  radiocommunicatie  (RF),  verloopt  volgens  het  DLMS/COSEM  protocol  en  is  bidirectioneel.   • De  dataconcentratoren  communiceren  via  GSM  met  de  centrales,  die  uiteindelijk het beheer van de gegevens op zich nemen.   • Momenteel: ongeveer 1300 concentratoren geïnstalleerd. Elke concentrator kan  in  principe  met  1000  meters  communiceren,  hoewel  de  praktijk  in  Zweden  uitwees  dat  het  werkelijke  aantal  kleiner  is.  Nu  zijn  er  gemiddeld  80  meters  verbonden met 1 concentrator.  Een tweede project richt zich op het centrum van Zweden.  • Startte in juli 2004.  • In  samenwerking  met  Iskraemeco,  producent  van  energiemeters.  Hier  communiceren  de  MT  351  en  ME  351  meters  met  de  dataconcentratoren  via  power  line  carrier.  Het  gebruikte  protocol  is  DLSM/COSEM.  Als  concentrator  wordt  de  P2LPC  van  Iskraemeco  gebruikt.  De  communicatie  tussen  de  concentratoren en de centrales gebeurt met GPRS.   • Momenteel: reeds 100.000 meters geïnstalleerd.  Een derde project spreidt zich over het volledige grondgebied van Zweden.  • Startte in december 2005.   • De leverancier van de meters is Telvent (Echelon),   • Eveneens  PLC  gebruikt  voor  het  verzenden  en  ontvangen  van  data  tussen  de  energiemeter en de dataconcentrator.   • De communicatie tussen concentrator en centrale gebeurt eveneens via GPRS.   • Momenteel zijn er ongeveer 110.000 Echelon energiemeters geïnstalleerd   • Het contract met Telvent is in januari 2007 verlengd en uitgebreid, waardoor in  de  toekomst  mogelijk  tot  700.000  slimme  meters  van  Echelon  worden  geïnstalleerd in Zweden.       

198 

Continuon, Nederland: “InfoStroom”  • • • • • • • •

Nederlandse netbeheerder Continuon   Pilootproject, in 2006 gestart  In samenwerking met Metripoint.   Vanaf  de  tweede  helft  van  2006  worden  10000  slimme  meters  geplaatst  in  Arnhem,  15000 meters in Alphen‐aan‐de‐Rijn en 25000 meters in Friesland.  De gasmeter wordt verbonden met een slimme elektriciteitsmeter, waardoor niet enkel  het elektriciteits‐, maar ook het gasverbruik van op afstand kan worden uitgelezen [6].   De  communicatie  tussen  gas‐  en  elektriciteitsmeter  verloopt  via  M‐bus.  Dit  zorgt  er  onder meer voor dat de bestaande infrastructuur eenvoudig kan uitgebreid worden als  men watermeters of andere toestellen mee wil aansluiten.   Er wordt gebruik gemaakt van het Echelon PLC systeem voor de communicatie over het  distributienet  tussen  meter  en  dataconcentratoren.  Deze  laatste  bevinden  zich  in  het  middenspanningsstation.   Van concentratoren naar de centrale server wordt gebruik gemaakt van GPRS. 

Roskilde en Hillerød, Denemarken  • • • • •

• •

Twee Deense nutsbedrijven   Werken sinds 2005 samen met meterproducent Kamstrup voor het invoeren van AMR  (automatic meter reading) in Denemarken.   Niet  alleen  elektriciteitsverbruik,  maar  ook  warmte‐  en  waterverbruik  van  59.000  klanten van de twee bedrijven worden uitgelezen.  Voor de meting van het elektriciteitsverbruik worden de Kamstrup 382 en de Kamstrup  351/A gebruikt, voor het meten van het waterverbruik de Multical 41 en voor het meten  van de hoeveelheid warmte‐energie de Multical CDE.  In een woning met elektriciteits‐, verwarmings‐ en wateraansluiting sturen de warmte‐  en  de  watermeter  via  radiocommunicatie  (RF)  hun  gegevens  door  naar  de  elektriciteitsmeter, die op zijn beurt alle verbruiksgegevens via radiocommunicatie naar  de  Kamstrup  GSM  Modem  5  module  stuurt.  Deze  module  verzendt  de  data  via  GPRS  naar  de  servers  bij  Kamstrup,  waar  de  gegevens  worden  doorgestuurd  naar  de  nutsbedrijven. Het gaat hier telkens om bidirectionele communicatiepaden.  In  een  woning  met  enkel  water‐  of  verwarmingsaansluiting  wordt  bidirectionele  radiocommunicatie tussen de meters en de Kamstrup RF Concentrator gebruikt. De RF  Concentrator stuurt zijn data door naar de servers via een GSM Modem 5 (GPRS).  In appartementsgebouwen wordt typisch een GSM Modem 5 module gebruikt voor de  bidirectionele  GPRS  communicatie  met  de  Kamstrup  servers.  De  elektriciteitsmeters  communiceren met deze GSM module via PLC, terwijl de verwarmings‐ en watermeters  hun gegevens doorsturen via RF. 

 

199 

Referenties  [1] VREG, " VREG 2006/0192: Studie communicatiemiddelen voor slimme meters," Vlaamse  reguleringsinstantie voor de elektriciteits‐ en gasmarkt, 2006.  [2] Nederlands Normalisatie-instituut, "NTA 8130: Basisfuncties voor de meetinrichting voor elektriciteit, gas en thermische energie voor kleinverbruikers," Jan. 2007. [3] G. Owen and J. Ward, "Smart meters: Commercial, Policy and Regulatory Drivers," Sustainability First, March 2006, p. 54+36. [4] A. Dijkstra, E. M. A. Leussink, and P. J. S. Siderius, "Advies Invoering slimme  meetinfrastructuur bij kleinverbruikers (FAS nr. 1‐2893)," SenterNovem, Oct. 2005, p. 33  [5] Energywatch, "Get Smart: Bringing meters into the 21st century," Aug. 2005, p. 16. [6] I. Graabak, O. S. Grande, J. Ikaheimo, and S. Karkkainen, "Establishment of automatic meter reading and load management, experiences and cost/benefit," in Int. Conf. Power System Technology (PowerCon 2004), 2004, pp. 1333-1338. [7] R. van Gerwen, S. Jaarsma, and K. Rob Wilhite, "Smart Metering," Leonardo-energy.org, Jul. 2006, p. 9. [8] E. L. Huijzer, " Infostroom - Automatic reading of the residential gas meter," in 23 World Gas Conference Amsterdam, 2006.  

200 

Instituut Samenleving en Technologie Het Instituut Samenleving en Technologie is een autonome organisatie verbonden aan het Vlaams Parlement. Als autonome instelling verbonden aan het Vlaams Parlement heeft het Instituut een eigen Raad van Bestuur. Die bestaat uit 16 leden . De helft daarvan zijn volksvertegenwoordigers uit alle fracties van het Vlaams Parlement (die ook de voorzitter leveren), de andere helft zijn deskundigen uit de Vlaamse wetenschappelijke, technologische, milieu- en sociaaleconomische wereld. De Raad van Bestuur van het IST bestaat uit (situatie tot 30 juni 2009) De heer Eloi Glorieux; Mevrouw Kathleen Helsen; Mevrouw Fientje Moerman; De heer Jan Peumans; De heer Erik Tack; Mevrouw Marleen Van den Eynde; Mevrouw Monica Van Kerrebroeck; De heer Robert Voorhamme als Vlaams Volksvertegenwoordigers; De heer Paul Berckmans; De heer Jean-Jacques Cassiman; De heer Stefan Gijssels; Mevrouw Ilse Loots; De heer Harry Martens; De heer Freddy Mortier; De heer Nicolas van Larebeke-Arschodt; Mevrouw Irèna Veretennicoff als vertegenwoordigers van de Vlaamse wetenschappelijke en technologische wereld De heer Robert Voorhamme is voorzitter van de Raad van Bestuur van het IST. Mevrouw Monica Van Kerrebroeck en de heer Jean-Jacques Cassiman zijn de ondervoorzitters. De dagelijkse werking van het Instituut is in handen van het Wetenschappelijk Secretariaat. Naast een directeur, de heer Robby Berloznik, en een administratief secretariaat bestaat de staf uit een kleine, maar dynamische groep van 4 tot 6 onderzoekers en een communicatie-verantwoordelijke. Het Instituut Samenleving en Technologie maakt de wisselwerking tussen samenleving, wetenschap en technologie zichtbaar door onafhankelijk onderzoek, publiek debat en glasheldere communicatie. Het Instituut formuleert aanbevelingen aan de leden van het Vlaams Parlement en informeert doelgroepen en het publiek.

Instituut Samenleving en Technologie, participatief en adviserend